6 1 manual de perforación

CONTENIDO CONTENIDO ...................................................................................................... 2 PRESENTACIÓN.................................................................................................. 5 INTRODUCCIÓN ................................................................................................. 6 OBJETIVO GENERAL ........................................................................................... 7 1. PERFORACIÓN DE POZOS ................................................................................ 8

OBJETIVO PARTICULAR .................................................................................... 8 1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS ............................................ 8

Objetivo específico ....................................................................................... 8 Proceso de perforación de pozos .................................................................... 8 Secuencia de perforación de pozos ............................................................... 10 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 13

1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS ................................................... 13 Objetivo específico ..................................................................................... 13 Clasificación de pozos ................................................................................. 13 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 21

1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN ...................... 22 Objetivo específico ..................................................................................... 22 Clasificación de equipos .............................................................................. 22 Selección de equipos de perforación ............................................................. 28 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 33

1.4 REGISTROS DE POZO ............................................................................... 33 Objetivo específico ..................................................................................... 33 Introducción .............................................................................................. 33 Potencial Espontaneo .................................................................................. 34 Resistividad ............................................................................................... 37 Sónico ...................................................................................................... 40 Rayos Gamma ........................................................................................... 41 Densidad ................................................................................................... 44 Factor Foto Eléctrico ................................................................................... 46 Neutrón .................................................................................................... 47 Guía para la interpretación cualitativa ........................................................... 50 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 51

1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES ................................................................... 52 Objetivo específico ..................................................................................... 52 Origen de las presiones anormales ............................................................... 52 Teoría de la compactación ........................................................................... 62 Análisis de tendencias de compactación ........................................................ 66 Presión de sobrecarga ................................................................................. 68 Método de predicción de la presión de poro ................................................... 70 Presión de fractura ..................................................................................... 73 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 78

1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y GEOMETRÍA DEL POZO . 79 Objetivo específico ..................................................................................... 79

PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 2

Introducción .............................................................................................. 79 Tipos de tuberías de revestimiento ............................................................... 80 Criterios de asentamiento............................................................................ 83 Criterios de selección de la geometría del pozo .............................................. 93 Ejercicio de evaluación ................................................................................ 95

1.7 SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................... 95 Objetivo específico ..................................................................................... 95 Introducción .............................................................................................. 95 Especificaciones de tuberías de revestimiento ................................................ 96 Propiedades de resistencia ........................................................................ 103 Diseño de tuberías de revestimiento ........................................................... 108 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 110

1.8 SELECCIÓN DE SARTAS DE PERFORACIÓN................................................ 110 Objetivo específico ................................................................................... 110 Introducción ............................................................................................ 110 Tubería de perforación .............................................................................. 112 Tubería pesada ........................................................................................ 116 Lastrabarrenas ......................................................................................... 117 Estabilizadores y estabilización de la sarta ................................................... 119 Diseño de la sarta de perforación ............................................................... 124 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 129

1.9 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................................................. 130 Objetivo específico ................................................................................... 130 Introducción ............................................................................................ 130 Planeación de la trayectoria direccional ....................................................... 135 Métodos para estimar la trayectoria direccional ............................................ 148 Herramientas de desviación ....................................................................... 152 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 157

1.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN E HIDRÁULICA ............................................. 157 Objetivo específico ................................................................................... 157 Introducción a los fluidos de perforación ..................................................... 157 Funciones del fluido de perforación ............................................................. 158 Clasificación de fluidos .............................................................................. 161 Propiedades físico-químicas ....................................................................... 167 Sistemas de control de sólidos ................................................................... 174 Introducción a la hidráulica de perforación .................................................. 178 Reología de fluidos ................................................................................... 179 Pérdidas de energía en el sistema hidráulico ................................................ 188 Presión en el fondo del pozo y densidad equivalente ..................................... 198 Modelos de optimización ........................................................................... 199 Hidráulica optimizada ............................................................................... 203 Capacidad de acarreo de recortes ............................................................... 208 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 210

1.11 BARRENAS DE PERFORACIÓN ................................................................ 210 Objetivo específico ................................................................................... 210 Introducción ............................................................................................ 210 Tipos de barrenas ..................................................................................... 211


Mecanismos de corte ................................................................................ 215 Código de clasificación de barrenas ............................................................ 217 Evaluación del desgaste de barrenas .......................................................... 218 Selección de barrenas ............................................................................... 220 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 223

1.12 CEMENTACIONES ................................................................................. 223 Objetivo específico ................................................................................... 223 Introducción ............................................................................................ 223 Clasificación de cementos y cementaciones ................................................. 224 Factores que afectan las cementaciones ...................................................... 225 Accesorios para las cementaciones ............................................................. 227 Ejercicio de evaluación .............................................................................. 227

CONCLUSIÓN .............................................................................................. 228 REFERENCIAS ................................................................................................ 229


PRESENTACIÓN Estimado participante,

Bienvenido al “Programa de Inducción para recién egresados en Ingeniería Petrolera y Geociencias”. A través del manual:

PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS

Queremos darle todo el apoyo e información que NECESITAS, para comenzar y llevar a cabo este curso de aprendizaje en forma exitosa. En él encontrarás la información fundamental para trabajar de manera dinámica, pero además, podrás acceder a la información general del curso, objetivos, contenidos, recursos pedagógicos de apoyo al aprendizaje y al sistema de evaluación, así como también a todas las indicaciones de dónde y cómo ir avanzando en él.

Te invitamos a leer detenidamente este manual antes de comenzar a trabajar en el curso.

¡Adelante y exito en su estudio!


INTRODUCCIÓN El presente manual es un soporte didáctico para el participante sobre los

conceptos básicos de la planeación y diseño de la perforación, terminación y

reparación de pozos. En él se describen cada una de las áreas del conocimiento

que un Ingeniero debe conocer en sus fundamentos y dominar a un nivel de

especialidad con el tiempo. Se inicia con los temas de perforación, para después

pasar a la terminación y concluir con la reparación de pozos.

Los temas que se describen inician con el conocimiento de las presiones del

subsuelo y sucesivamente se van tocando temas relacionados como: la medición

de parámetros para diseñar y evaluar como los registros de pozos, la selección

de los diferentes dispositivos y accesorios que serán utilizados para construir y

terminar el pozo, los métodos, procedimientos y técnicas necesarias para

concretar una actividad de diseño y operación.

Para cada uno de los temas se ha establecido un ejercicio a manera de evaluación

del aprendizaje y que servirán para ir resolviendo dudas concretas.


OBJETIVO GENERAL Al término del curso, el participante diseñará lo básico de los programas de perforación, terminación y reparación de pozos. Asimismo, el participante demostrará lo aprendido por escrito a través de una evaluación final que contenga los conceptos fundamentales del diseño de la perforación, terminación y reparación de pozos.


1. PERFORACIÓN DE POZOS

OBJETIVO PARTICULAR

Al término del tema, el participante explicará el proceso de diseño de la perforación de pozos mediante una presentación oral por equipo de los resultados por escrito de cada uno de los ejercicios planteados por subtema.

1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS

Objetivo específico

Al término del subtema, el participante identificará en un diagrama mecánico de las diferentes etapas de perforación de un pozo y lo entregará por escrito.

Proceso de perforación de pozos

La operación de perforación puede ser definida como el proceso de “HACER UN AGUJERO”, es decir, un pozo cuyo objetivo es alcanzar el yacimiento (roca almacenadora) y conducir los hidrocarburos a la superficie. Así de simple como parece la definición, la operación de hacer un agujero es una tarea bastante compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que se efectúe en una forma segura y eficiente, para que finalmente se obtenga un pozo al mínimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la superficie. El proceso de perforación actual consiste en perforar un agujero mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje (peso); a través de una tubería hueca (sarta de perforación), a un elemento de corte denominado barrena, que destruye la roca convirtiéndola en cortes o recortes (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.1 muestra el proceso de perforación rotatoria.


Figura 1.1.1 Proceso de perforación rotatoria (www. igs.indiana.edu)

El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite a la barrena por medio de la sarta de perforación o en forma hidráulica accionando un motor de fondo conectado a la barrena. La fuerza de empuje se genera con el mismo peso de la sarta de perforación (figura 1.1.2).

Figura 1.1.2 Transmisión del movimiento rotario a la barrena y de la fuerza de empuje (modificado de www.antech.co.uk).

Los recortes de roca que genera la barrena son sacados del pozo mediante la circulación de un fluido, el cual se inyecta por el interior de los tubos huecos (sarta de perforación), pasa a través de los conductos de la barrena, se regresa por el espacio anular (espacio entre el agujero que se está perforando y la sarta de perforación), se descarga sobre el sistema de separación de sólidos y finalmente circula por el sistema de presas para posteriormente iniciar un nuevo ciclo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.3 resume el proceso.


Figura 1.1.3 Circuito hidráulico de circulación del fluido

(modificado de Sheeran, 1998)

Secuencia de perforación de pozos

El pozo se inicia perforando un intervalo corto con una barrena de diámetro grande. El fluido de perforación que se utiliza normalmente es una mezcla de agua con bentonita. A la construcción del primer agujero se le conoce como etapa del conductor o primera etapa (figura 1.1.4).

Figura 1.1.4 Perforación del primer intervalo (modificado de Sheeran, 1998).

Posteriormente se introduce y se cementa una tubería de acero llamada tubería de revestimiento (TR). Las tuberías de revestimiento (TR) constituyen el medio


con el cual se reviste el agujero que se va perforando (figura 1.1.5). El objetivo es proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben y aislar las zonas que causan problemas durante la perforación del pozo. La primera tubería de revestimiento se conoce como conductora.

Figura 1.1.5 Introducción de tubería de revestimiento (modificado de Sheeran, 1998).

Una vez cementado el tubo conductor, se introduce una barrena de menor diámetro a través de la primera TR cementada (figura 1.1.6 izquierda). Esta barrena perfora un nuevo agujero por debajo de esta TR y también este nuevo agujero es revestido y cementado (figura 1.1.6 derecha). Esta etapa se conoce como etapa superficial. La TR cementada en esta etapa se le llama TR superficial.

Figura 1.1.6 Perforación de la etapa superficial (modificado

de Sheeran, 1998).


Y así sucesivamente se va perforando un agujero cada vez más pequeño y también se van introduciendo y cementando tuberías de revestimiento (figura 1.1.7). A las etapas posteriores a la superficial y antes de la última, se les conoce como etapas intermedias.

Figura 1.1.7 Perforación de la etapa intermedia (modificado

de Sheeran, 1998).

De esta forma el pozo es perforado por etapas o intervalos, hasta que se alcanza el yacimiento u objetivo del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). Las tuberías de revestimiento toman el nombre de la etapa que se perforó. La última etapa que se perfora se conoce como etapa de explotación y puede ser revestida con tubería (figura 1.1.8 derecha) o puede ser dejada con el agujero sin revestir, es decir, en agujero descubierto (figura 1.1.8 izquierda).

Figura 1.1.8 Perforación de la última etapa o etapa de

explotación (modificado de Sheeran, 1998).


Una vez que se concluye la etapa de perforación, inicia la etapa que se conoce como terminación del pozo. La terminación de un pozo es un proceso que se inicia después de cementada la última tubería de revestimiento (TR de explotación) y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos (figura 1.1.9) o taponado si así se determina (Velázquez-Cruz, 2004).

Figura 1.1.9 Terminación y producción del pozo (modificado

de Sheeran, 1998).

Ejercicio de evaluación

En el archivo “Ejercicio-1.1.pptx” se tiene un diagrama mecánico de un pozo, identificar las diferentes etapas de perforación del pozo, realice una presentación con sus resultados

1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS


Al término del subtema, el participante identificará los tipos de pozos petroleros por sus objetivos y sus trayectorias, realizando un ejercicio por escrito de identificación del tipo de pozo mediante la graficación de sus trayectorias.

Clasificación de pozos

Los pozos que se perforan con fines de explotación petrolera pueden ser clasificados de acuerdo a su objetivo de la siguiente manera (Velázquez-Cruz, 2004):

Pozos exploratorios

Pozos delimitadores


Pozos de desarrollo

Pozos intermedios

Los pozos exploratorios se perforan con la finalidad de descubrir nuevas reservas de hidrocarburos (aceite y gas). Los pozos exploratorios pueden ser perforados para (Devereux, 1999):

1.- Probar una trampa que jamás ha producido.

2.- Probar un yacimiento que nunca ha producido, en un campo petrolero conocido, que está más profundo o somero que el yacimiento productor actual.

3.- Extender el conocimiento de los límites del yacimiento productor.

(a)

(b)

Figura 1.2.1 Pozo exploratorio (www.usgs.gov).

La figura 1.2.1 (a) muestra un equipo de perforación perforando un pozo exploratorio en California Estados Unidos (www.usgs.gov) y la figura 1.2.1 (b) esquematiza la estructura geológica que se está explorando.


(a)

(b)

Figura 1.2.2 Esquematización de pozos delimitadores (modificado de www.usgs.gov).

Los pozos delimitadores se perforan para determinar el tamaño y la extensión de un yacimiento con la finalidad de justificar la viabilidad económica de un desarrollo (Velázquez-Cruz, 2004). Los pozos se perforan a los lados o flancos del pozo exploratorio descubridor tal y como se esquematiza en la figuras 1.2.2 (a) y (b).

Figura 1.2.3 Esquematización de pozos de desarrollo.

Los pozos de desarrollo se perforan con la finalidad de explotar las reservas de hidrocarburos definidas con los pozos exploratorios y delimitadores de una forma planeada y racional tal manera de maximizar la recuperación (Velázquez-Cruz,


2004). La figura 1.2.3 esquematiza la distribución de pozos de desarrollo desde un sitio de perforación/producción.

Los pozos intermedios son pozos de desarrollo que tienen la finalidad de explotar la reserva remanente que no fue drenada con los pozos perforados en el desarrollo primario del campo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.4 esquematiza el tipo de pozo intermedio.

Figura 1.2.4 Esquematización de pozos de desarrollo y pozos

intermedios (modificado de www.geomore.com)

También, los pozos petroleros pueden ser clasificados según la forma en la que se perforan. En general los tipos de pozo son (Velázquez-Cruz, 2004):

Verticales

Direccionales

Tipo J Tipo S

Horizontales


Radio largo Radio medio Radio corto

Multilaterales

Ramificados

Alcance Extendido

Diámetro Reducido

Los pozos verticales son pozos cuya desviación máxima no debe ser mayor de 5°, sin embargo, la desviación máxima permitida para que un pozo sea considerado como vertical depende de la política establecida por la empresa propietaria del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.5 (a) esquematiza un pozo vertical con una desviación máxima de 5° y la figura 1.2.5 (b) hace un comparativo entre la forma de un pozo vertical y uno horizontal.

(a)

(b)

Figura 1.2.5 (a) Pozo vertical y (b) pozos horizontal y vertical (modificado de Macías, 2006).

Un pozo direccional es un pozo que ha sido intencionalmente desviado en una dirección específica para alcanzar el objetivo. Los pozos direccionales convencionales se clasifican en (Inglis, 1987):

Tipo I o “J”, incrementar y mantener.

Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar.


Tipo III, incremento continuo

La profundidad a la cual inicia la desviación se conoce como punto de inicio de desviación o KOP (Kick Off Point). La profundidad a la cual se termina la construcción de ángulo se conoce como fin de la curva o EOC (End of Curve). El ángulo que el pozo se desvía de la vertical se conoce como desviación. La figura 1.2.6 muestra los diferentes tipos de pozos direccionales.

Figura 1.2.6 pozos direccionales (modificado de Hyne,

2001).

Los pozos tipo “J” empiezan con una sección vertical para después desviarse hasta un ángulo predeterminado y mantener una dirección específica hasta alcanzar el objetivo. Los pozos tipo “S” inician con una sección vertical, después se desvían en un ángulo predeterminado, para posteriormente regresar el pozo a la vertical para alcanzar el yacimiento de esta forma (Velázquez-Cruz, 2004).

Un pozo horizontal (figura 1.2.6a) es un pozo que se desvía de la vertical hasta alcanzar una desviación de más de 80° y penetrar al yacimiento con una sección completamente horizontal (90°). Este tipo de pozos tienen el objetivo de maximizar la longitud expuesta en el yacimiento para así mejorar su productividad. Los pozos horizontales pueden ser de radio largo, radio medio y radio corto (figura 1.2.6b). La diferencia entre ellos estriba en los ritmos de desviación de ángulo (°/m), en la longitud de la curva o radio de curvatura (R)


y la longitud de la sección horizontal. En pozos de radio largo la desviación es gradual con ritmos de desviación de 2-6°/30 m, radios de curvatura de 300 a 900 m y secciones horizontales entre 600 a 2500 m. Debido a que en este tipo de pozos se tienen radios de curvatura largos, se hacen adecuados para pozos profundos o de alcance extendido. Los pozos de radio medio tienen ritmos de desviación intermedios que oscilan entre los 6-35°/30 m, radios de curvatura de 90 a 245 m y secciones horizontales de 450 a 2500 m. Los pozos de radio corto tienen un cambio abrupto de la vertical a la horizontal con ritmos de desviación de 5-10°/m, radios de curvatura de 6 a 12 m y secciones horizontales de 90 a 300 m (Velázquez-Cruz, 2004).

(a)

(b)

Figura 1.2.6 Pozos horizontales (modificado de Ortiz, 2005).

Un pozo multilateral es aquel que tiene dos o más laterales perforados a partir de un pozo común o principal (figura 1.2.7a). Estos pozos laterales pueden ser horizontales o direccionales. Los pozos ramificados (figura 1.2.7b) son aquellos que se derivan a partir de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento contenido en un mismo plano horizontal. A los pozos ramificados se les conoce también como pozos de entradas múltiples o de re-entradas (Huerta, 2005).


(a)

(b)

Figura 1.2.7 (a) pozos multilaterales y (b) pozo ramificado (modificado de Macías, 2006)

Los pozos de alcance extendido (figura 1.2.8) son aquellos que tienen una relación desplazamiento horizontal / profundidad vertical verdadera (DH / PVV) mayor a 2. Esto no limita el tipo de trayectoria que puedan tener y es posible planearlos como pozos direccionales o como horizontales, dependiendo de las condiciones geológicas y del equipo superficial (Macías, 2006).

Figura 1.2.8 Pozos de alcance extendido (modificado de Huerta, 2005)

Un pozo de diámetro reducido (figura 1.2.9) es un pozo perforado con una barrena de 6 ¼” o menor hasta su profundidad total (Hough, 1992) y cuando es


terminado con una tubería de revestimiento de explotación de 4” o menor (Susilo, 2002). Se recomienda su uso para:

Exploración

Yacimientos con baja producción

Reducción de costos

Minimizar impacto ambiental

Figura 1.2.9 Pozos de diámetro reducido (modificado de

Hough, 1992)


En el archivo “Ejercicio-1.2.xlsx” se tiene información de las trayectorias de diferentes tipos de pozo. Para cada una de las trayectorias realice una presentación donde se muestre la trayectoria del pozo y en cada lámina especifique el tipo de pozo, así como el objetivo de cada uno de ellos.


1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN


Al término del subtema, el participante identificará los diferentes tipos equipos para perforar y los seleccionará con base en las cargas esperadas, realizando un ejercicio por escrito.

Clasificación de equipos

Para construir un pozo petrolero se utilizan equipos de perforación cuyo tipo depende del lugar a perforar. El equipo de perforación por sí solo permite realizar únicamente dos funciones básicas (Velázquez-Cruz, 2004):

Subir y bajar las diferentes sartas de tuberías del pozo

Darle rotación a la sarta de perforación.

Todas las demás funciones que se realizan durante la perforación de un pozo se llevan a cabo mediante el empleo de equipo auxiliar. Los equipos de perforación se pueden clasificar como sigue (figura 1.3.1):

Equipos Terrestres:

Ligeros

Pesados

Equipos Marinos:

Fijos

Plataforma Auto-Elevable

Flotantes

Sumergible o Barcaza Semi-sumergible Barco


Figura 1.3.1 Equipos de perforación (www.naturalgas.org).

Un equipo de perforación terrestre ligero (figura 1.3.2) es aquel parar perforar pozos someros (menores de 10,000 pies de profundidad). El equipo también puede ser utilizado para reparar pozos. Este tiene generalmente dos bombas de alta presión para circular el fluido de perforación. Las capacidades en general son menores a las de un equipo de perforación terrestre pesado. Este tipo de equipos también son transportados por una flotilla de camiones hasta la localización (Devereux, 1999).

Figura 1.3.2 Equipos de perforación terrestre ligero

(www.tradequip.com).

Un equipo de perforación terrestre pesado (figura 1.3.3) es aquel para perforar pozos profundos o muy profundos (de más de 10,000 pies). La carga máxima que la torre o mástil es capaz de soportar será igual o excederá 1’000,000 libras.


El equipo tiene dos, tres o más bombas de lodo para circular el fluido de perforación. Los preventores (BOPs) disponibles serán para alta presión, de 10,000 PSI o mayor. La capacidad de almacenamiento de líquidos y materiales debe ser alta (Devereux, 1999). El equipo de perforación es transportado por una flotilla de camiones hasta la localización.

Figura 1.3.3 Equipos de perforación terrestre pesado (www.tradequip.com).

Una plataforma marina (figura 1.3.4) está fija en el lecho marino. Es una construcción basada en tubulares de acero y puede tener un equipo de perforación completo, así como contenedores para el alojamiento. Normalmente estas plataformas se instalan con la capacidad para perforar una gran cantidad de pozos (en plataformas grandes más de 30 pozos). Se tienen conductores piloteados en el fondo marino por donde se perforarán los pozos. El equipo de perforación corre sobre rieles por encima de estos conductores y de esta manera va perforando cada pozo. Una vez que todos los pozos en la plataforma han sido perforados, el equipo de perforación puede ser retirado de la plataforma para incrementar los espacios. Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas de servicio (Devereux, 1999).


Figura 1.3.4 Plataformas marinas fijas (www.offshore-

technology.com).

Un equipo de perforación autoelevable o “jackup” (figura 1.3.5) tiene un casco flotante, normalmente de forma triangular o cuadrada. En cada esquina tiene piernas de acero. El equipo tiene la capacidad de moverse por auto-propulsión a la localización o por medio de remolcadores. Una vez que se encuentra en la posición adecuada, las piernas son bajadas hasta alcanzar fondo marino. Cuando las columnas o piernas se encuentran asentadas en el lecho marino, la cubierta es elevada más allá del nivel del agua (normalmente más de 25 metros). La torre está localizada en una estructura o “cantilever” que se mueve fuera del casco y coloca al equipo en un costado. Esto permite posicionar la plataforma autoelevable junto a plataformas fijas y posicionar la torre encima de los pozos (Devereux, 1999).


Figura 1.4.5 Plataforma auto-elevable o Jack-up (www.drillingcontractor).

Una barcaza de perforación (figura 1.3.6) es un barco de suelo plano usado en aguas muy someras y protegidas, como ríos, lagos y en tirantes de agua hasta de 50 pies de profundidad. Se sumergen cuando los compartimientos del casco son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho lacustre y parte del mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la cuadrilla de perforación. Las barcazas pueden navegar o ser remolcados y perforar pozos de hasta 20,000 pies (Devereux, 1999).

Figura 1.4.6 Barcaza de perforación (www.maerskdrilling.com).

Un equipo semi-sumergible (figura 1.3.7) es un equipo de perforación sentado sobre columnas de acero (entre 3 y 8), bajo las cuales están unas cámaras de flotación (llamadas pontones). Cuando se transporta entre localizaciones, los pontones están vacíos (o llenos con agua lo necesario para darle estabilidad) de


tal manera que el equipo flote a suficiente altura del agua. Una vez que el equipo está posicionado sobre la localización a perforar, se bombea agua de lastre a los tanques localizados dentro de los pontones y columnas de tal manera que el equipo se empieza a sumergir. Un equipo semi-sumergible puede ser capaz de llevar la mayoría o todo el equipo y suministros que necesite para perforar un pozo. Pueden ser auto-propulsados o pueden ser remolcados entre localizaciones. En la localización, pueden estar anclados o pueden estar posicionados dinámicamente (Devereux, 1999).

Figura 1.3.7 Plataforma semi-sumergible (Kewo, 2005).

Un barco perforador (figura 1.3.8) tiene un casco en forma de barco y en la parte central está localizada una torre, bajo la cual está un gran agujero que atraviesa el casco. Este agujero es llamado escotilla de perforación o “Moon pool”. Los barcos de perforación varían en tamaño, pero los más grandes pueden llevar cualquier cosa necesaria para perforar pozos bastante alejados sin re-abastecimiento. Estos pueden ser movidos rápidamente a la localización sin asistencia de remolcadores. Los barcos de perforación frecuentemente se posicionan dinámicamente sobre la localización en lugar de anclarse en el lugar (Devereux, 1999).


Figura 1.3.8 Barco de perforación (Kewo, 2005).

Selección de equipos de perforación

La selección del equipo de perforación consiste en establecer la localización del sitio a perforar y definir las diversas cargas que tendrá que soportar el equipo, entre otros a saber (Peralta, 2010):

Tipo de instalación (terrestre, lacustre o marina)

Rango de profundidades del pozo

Carga máxima de las tubería de revestimiento programadas

Peso, torque y arrastre de las sartas de perforación

Sistema de lodos y requerimientos hidráulicos

Tamaño de los agujeros y tuberías de revestimiento

Rango de velocidades rotatorias requeridas

Dimensiones de la subestructura: altura y espacio libre inferior

Sistemas para la prevención y control de brotes

Equipos requeridos para instalación y mudanza

Campamento y servicios de alojamiento

Consideraciones de seguridad, salud y control ambiental

Disponibilidad y Costo

Después de definir la localización del sitio a perforar y el tipo de equipo a utilizar, se deberá seleccionar el equipo de perforación que pueda alcanzar sin limitaciones el objetivo geológico definido. La figura 1.3.9 muestra diferentes


equipos de perforación terrestre caracterizados por su potencia en el malacate y la profundidad que pueden alcanzar.

Figura 1.3.9. Equipos de perforación terrestre clasificados

por su alcance en profundidad (Peralta, 2010).

Asimismo, se deberá definir la carga máxima que deberá soportar el equipo de perforación considerando el peso de las tuberías de revestimiento (T.R.) que serán introducidas y cementadas en el pozo. Para definir el peso de las tuberías de revestimiento por cada etapa de perforación se deberá considerar que están sumergidas en el fluido de perforación, por lo que el peso se debe afectar por un factor de flotación usando la expresión siguiente (Adams, 1985):

a

LFF

ρρ

−=1 ............................................................................. (1.3.1)

Donde:

FF= Factor de flotación, (adimensional). ρL= Densidad del lodo, (gr/cc) ρa = Densidad del acero (7.856 gr/cc)

Por ejemplo, si se tiene una tubería de revestimiento de 13 3/8” P-110 de 72 lb/ft que revestirá una longitud de pozo de 3500 m y con una densidad de lodo de 1.55 g/cc, el peso en el aire y el peso flotado de esa tubería sería como se muestra en la tabla 1.3.1.


Tabla 1.3.1. Resultados del peso flotado de la T.R. de 13 3/8”, P-110, 72 lb/ft

Por otro lado, también es necesario hacer el cálculo del peso flotado de la sarta de perforación que será utilizada para cada una de las etapas de perforación del pozo. La figura 1.3.10 resume un ejemplo de cálculo de cada uno de los componentes de una sarta de perforación

Figura 1.3.10. Ejemplo de peso flotado de una sarta de

perforación (Peralta, 2010)

Otro aspecto importante de la selección del equipo de perforación es la presión máxima que soportarán las conexiones superficiales del equipo, así como la potencia hidráulica de las bombas de lodos. La figura 1.3.11 muestra los resultados de un cálculo hidráulico en la etapa de 17 ½” de un pozo.


Figura 1.3.11. Resultados del cálculo hidráulico en una etapa

de perforación (Peralta, 2010)

También se debe considerar el diámetro máximo de herramientas y tuberías que deberán pasar por el interior de la mesa rotatoria definida para cada equipo de perforación. Al final se deberá establecer un listado de verificación como se muestra en la tabla 1.3.2 para posteriormente seleccionar el equipo que cumpla con los criterios de selección.


Tabla 1.3.2. Resultados de los criterios de selección (Modificado de Peralta, 2010)

La figura 1.3.12 muestra una ficha técnica de un equipo de perforación que cumple con los criterios de selección descritos en la tabla 1.3.2.

Figura 1.3.12. Ficha técnica de un equipo de perforación

terrestre (Peralta, 2010)



Con los datos del archivo “Ejercicio-1.3.pdf”, defina por escrito y presente el tipo de equipo para perforar el pozo y la carga máxima que deberá soportar con la información disponible.

1.4 REGISTROS DE POZO


Al término del subtema, el participante identificará cualitativamente diferentes formaciones, realizando un ejercicio por escrito utilizando varios tipos de registros de pozo.

Introducción

El registro de pozo es la representación gráfica de una propiedad física de la roca contra la profundidad. Los registros de pozo son indispensable en:

La caracterización geológica y de yacimientos

El desarrollo de campos

La evaluación de reservas

Los registros de pozo se pueden clasificar de la siguiente manera:

En función del principio de medición de la herramienta

Electromagnéticos Eléctricos (resistivos e Inductivos) Acústicos Radioactivos Mecánicos

En función de la propiedad física a medir:

Porosidad Resistividad Densidad Diámetro

La tabla 1.4.1 resume los registros más comunes y sus principales aplicaciones.


Tabla 1.4.1 Registros de pozo más comunes (Modificado de Evenick, 2008)

Potencial Espontaneo

Un registro de Potencial Espontaneo (SP) mide la corriente eléctrica en milivolts que se origina debido a la diferencias de salinidad entre el fluido de perforación y el fluido de la formación. La deflexión positiva o negativa de la curva SP representa que fluido tiene mayor carga iónica. La figura 1.4.1 muestra diferentes comportamientos del potencial espontaneo dependiendo la salinidad de los fluidos.

Figura 1.4.1 Comportamiento del potencial espontáneo

dependiendo de la salinidad de los fluidos (Martell, 2008)

Las principales aplicaciones del registro de potencial espontaneo (SP) se muestran a continuación:


Determinar cuerpos permeables

Determinar los límites entre capas

Correlacionar estratos

Determinar valores de resistividad del agua intersticial de las formaciones

Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa

A manera de ejemplo, en la figura 1.4.2 (a) se observa una interpretación cualitativa de límites entre capas y cuerpos permeables. En la figura 1.4.2 (b) se muestra el cálculo cualitativo del contenido de arcilla utilizando datos del registro de potencial espontaneo.


(a)

(b)

Figura 1.4.2 (a) Interpretación cualitativa del registro SP (Schlumberger, 2008) y (b) Definición cualitativa del

porcentaje de arcilla (Schlumberger, 2008).

Como se puede concluir de la figura 1.4.1, el SP solo funciona en fluidos base agua. La figura 1.4.3 muestra el comportamiento característico del registro de potencial espontaneo en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.3 Comportamiento del potencial espontáneo en

diferentes litologías (Rider, 2008).

Resistividad

Un registro de resistividad mide la resistencia de la formación al flujo de corriente en unidades de Ohm-m. La resistividad es el reciproco de la conductividad y está relacionada con la porosidad y el tipo de fluido presente en la formación y el pozo, de acuerdo con la expresión:

𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅(𝑜𝑜ℎ𝑚𝑚𝑅𝑅 −𝑚𝑚2/𝑚𝑚) = 1𝑥𝑥1000𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑣𝑣𝐶𝐶𝐶𝐶𝑖𝑖𝐶𝐶

(𝑚𝑚𝑅𝑅𝑚𝑚𝑅𝑅𝑚𝑚ℎ𝑜𝑜𝑅𝑅/𝑚𝑚)..................... (1.4.1)


La figura 1.4.4 (a) muestra el comportamiento de la corriente eléctrica al pasar a través de una unidad de volumen saturada solo por agua y la figura 1.4.4 (b) una unidad de volumen comprendida por roca y agua.

(a)

(b)

Figura 1.4.4 Comportamiento de la corriente eléctrica (Schlumberger, 2008).

Las aplicaciones básicas de la resistividad son las siguientes:

Detección de hidrocarburos

Definición de litologías

Calculo de sobrepresiones

Determinación de resistividad del agua y saturaciones

La saturación de aceite necesaria para el cálculo de reservas puede ser determinada con la siguiente expresión:

𝑆𝑆𝐶𝐶 = 1 − 𝑆𝑆𝑤𝑤 .............................................................................. (1.4.2)

Donde:

So = saturación de aceite (fracción) Sw = Saturación de agua (fracción)

La saturación de agua puede ser estimada mediante la ecuación de Archie (1942) como sigue:

𝑆𝑆𝑤𝑤 = 𝐹𝐹∙𝑅𝑅𝑤𝑤𝑅𝑅𝑡𝑡1 𝐶𝐶

........................................................................... (1.4.3)

𝐹𝐹 = 𝑖𝑖∅𝑚𝑚

.................................................................................... (1.4.4)

Donde:

Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-m) Rt = Resistividad verdadera de la formación (ohm-m) F= Factor de formación (adimensional) n= Exponente de saturación m= Factor cementación


a= Constante de litología φ= Porosidad de la formación

Los valores más comúnmente usados para los parámetros de la ecuación de Archie son: m = 1.8, n = 2 y a = 1; sin embargo, para rocas no consolidadas, la compañía Humble Oil propuso los siguientes parámetros: m = 2.15, n = 2 y a = 0.62 (Schlumberger, 2008). La figura 1.4.5 muestra el comportamiento característico del registro de resistividad en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.

Figura 1.4.5 Comportamiento de la resistividad en diferentes

litologías (Rider, 2008).


Sónico

La herramienta sónica crea una señal acústica y mide el tiempo que tarda en traspasar una roca en microsegundos por pie (ms/ft). La figura 1.4.6 ejemplifica este proceso.

(a)

(b)

Figura 1.4.6 Principio de medición de la herramienta sónica (Schlumberger, 2008).

La simple medición de este tiempo nos da un indicador de las propiedades de la formación, entre estos se encuentra la porosidad. Wyllie (1956) desarrolló una expresión para calcular la porosidad de la roca basada en el tiempo de tránsito de un registro sónico, su expresión es:

∆𝑅𝑅𝑙𝑙𝐶𝐶𝑙𝑙 = ∅ ∙ ∆𝑅𝑅𝑓𝑓 + (1 − ∅)∆𝑅𝑅𝑚𝑚𝑖𝑖 ......................................................... (1.4.5)

∅ = ∆𝐶𝐶𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−∆𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚

∆𝐶𝐶𝑓𝑓−∆𝐶𝐶𝑚𝑚𝑚𝑚 ............................................................................ (1.4.6)

Donde:

∆tlog = Tiempo de tránsito leído del registro (ms/ft) ∆tma = Tiempo de tránsito de la matriz de la roca (ms/ft) ∆tf = Tiempo de tránsito del fluido que satura la roca (ms/ft) φ = Porosidad de la formación (fracción)

El registro sónico es un buen indicador de la densidad de la roca y de la presencia de gas, ya que las mediciones serán bajas y tendrán irregularidades en presencia de gas. La figura 1.4.7 muestra el comportamiento característico del registro de sónico en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.7 Comportamiento del tiempo de tránsito en


Rayos Gamma

Un registro de rayos gamma (GR) mide la radiactividad natural de la formación. La radioactividad es el resultado de la desintegración radioactiva del Potasio (K), Torio (Th) y Uranio (U). La figura 1.4.8 esquematiza el proceso de medición de los rayos gamma naturales.


Figura 1.4.8 Principio de medición de los rayos gamma

naturales (Schlumberger, 2008).

Los rayos gamma que pasan por rocas son desacelerados y absorbidos a una velocidad que depende de la densidad de la formación. Las formaciones menos densas exhiben más radioactividad que las formaciones densas, a pesar de que podrían contener la misma cantidad de material radioactivo por unidad de volumen. Las aplicaciones básicas de los rayos gamma naturales son:

Identificación litológica

Correlacionar estratos

Evaluación de arcillosidad

Para definir el volumen de arcilla se puede utilizar la siguiente expresión que relaciona de manera lineal los valores de rayos gamma como sigue (Rider, 2000):

𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 𝐼𝐼𝐺𝐺𝑅𝑅 = 𝐺𝐺𝑅𝑅𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚

𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚−𝐺𝐺𝑅𝑅𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚 ................................................................ (1.4.7a)

Donde:

GRlog = Lectura de rayos gamma leído del registro (GAPI) GRmin = Lectura mínima de rayos gamma (GAPI) GRmax = Lectura máxima de rayos gamma (GAPI) Vsh = Volumen de arcilla (%)

Debido a que el volumen de arcilla no necesariamente es una relación lineal entre las lecturas de rayos gamma, se pueden utilizar las siguientes expresiones cuando el comportamiento es no-lineal (Rider, 2002):

Para rocas terciarias

𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.083(23.7∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1) ............................................................... (1.4.7b)


Para rocas antiguas

𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.33(22∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1) .................................................................. (1.4.7c)

Otros

𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺3−2×𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺

............................................................................ (1.4.7d)

𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 1.7 − [3.38 − (𝐼𝐼𝐺𝐺𝑅𝑅 + 0.7)2]12 .................................................... (1.4.7e)

La figura 1.4.9 muestra el comportamiento característico del registro de rayos gamma en diferentes litologías.

Figura 1.4.9 Comportamiento del registro de rayos gamma

en diferentes litologías (Rider, 2008).


Densidad

El registro de densidad bombardea la formación con rayos gamma y mide la cantidad de rayos gamma que regresan a la herramienta, lo cual depende del número de electrones presentes. La densidad de los electrones es relacionada con la densidad de la formación, a menor intensidad de rayos gamma mayor densidad de electrones y viceversa. La figura 1.4.10 (a) muestra el principio de medición de la herramienta.

(a)

(b)

Figura 1.4.10 (a) Principio de medición de la herramienta de densidad (Schlumberger, 2008) y (b) Interpretación de

curva de densidad (Schroeder, 2004).

La figura 1.4.10 (b) muestra una interpretación del registro de densidad. Las aplicaciones básicas del registro son:

Detección de hidrocarburos

Definición de litologías

Determinación de la porosidad


Figura 1.4.11 Modelo de porosidad a partir de la densidad de

la roca (Rider, 2008).

A partir de la densidad de la roca se puede determinar la porosidad de la formación utilizando el modelo que se muestra en la figura 1.4.11 y cuya expresión es:

( ) ( )φρφρρ fmab +−= 1 .................................................................. (1.4.8)

fma

bma

ρρρρ

φ−−

= ............................................................................ (1.4.9)

Donde:

ρb = Densidad volumétrica de la roca (g/cm3) ρma = Densidad de los granos de la roca (g/cm3) ρf = Densidad del fluido que satura la roca (g/cm3) φ = Porosidad de la formación (fracción)

La figura 1.4.12 muestra el comportamiento característico del registro de densidad en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.


Figura 1.4.12 Comportamiento del registro de densidad en


Factor Foto Eléctrico

Un registro fotoeléctrico (PE) mide la radiación gamma transmitida por una formación después de ser bombardeada. El factor fotoeléctrico es medido en barns por electrón (barns/-e).

La cantidad de adsorción fotoeléctrica dentro de la formación depende de la mineralogía de la formación, por lo que es un excelente indicador del tipo de litología. Este es uno de los pocos registros geofísicos que pueden fácilmente


distinguir calizas de dolomías. La figura 1.4.13 muestra el comportamiento característico del factor fotoeléctrico en diferentes litologías.

Figura 1.4.13 Comportamiento del factor fotoeléctrico en


Neutrón

La herramienta de neutrones emite neutrones a la formación y miden su interacción (figura 1.4.14a). El hidrogeno es el elemento más activo en la desaceleración del neutrón (figura 1.4.14b), por lo que un registro de este tipo, mide la porosidad de la formación basada en la cantidad de hidrogeno presente en la formación.


(a)

(b)

Figura 1.4.14 (a) Principio de medición de la herramienta de neutrón (Schlumberger, 2008) y (b) Efecto del hidrogeno

sobre el neutrón (Schlumberger, 2008).

La determinación de la porosidad es una de las aplicaciones básicas del registro neutrón, ya que el registro de neutrón responde al volumen de agua que llena el espacio poroso de la formación, lo que proporciona una medida de la porosidad con la expresión:

BaN +=φlog ........................................................................... (1.4.10)

Donde:

a, B = Factores de calibración N = Lecturas de la herramienta φ = Porosidad de la formación (fracción)


(a)

(b)

Figura 1.4.15 Modelos de porosidad con el registro de neutrón (Rider, 2008).

Otra de las aplicaciones básicas del registro de neutrones es la identificación de zonas con impregnación de gas.

Figura 1.4.16 Efecto de gas en el registro de neutrón (Rider,

2008).

El agua y el aceite no pueden ser identificados tan fácilmente, en contraste con el gas, debido a que tienen aproximadamente el mismo contenido de hidrogeno, mientras que el gas tiene mucho menos hidrogeno en el mismo volumen (figura 1.4.16). La figura 1.4.17 muestra el comportamiento característico del registro de neutrón en diferentes litologías.




Guía para la interpretación cualitativa

Por último, en la figura 1.4.18 se muestra un análisis cualitativo de litologías utilizando los registros vistos en este subtema. Esta guía puede ser utilizada como base para la interpretación de registros reales de pozo.



diferentes litologías (Evenick, 2008).


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.4.pptx”, Interprete el conjunto de registros que se muestra e Identifique el tipo de litología acorde con los patrones de relleno designados, realice una presentación con sus resultados.


1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES


Al término del subtema, el participante definirá las zonas de presiones anormales, la tendencia de compactación normal, la profundidad de retención de fluidos y las geopresiones de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Origen de las presiones anormales

La predicción y estimación de presiones anormales antes y durante la perforación de pozos constituye uno de los elementos fundamentales de la planeación y diseño de la perforación de pozos (Velázquez-Cruz, 2008). La evaluación precisa de las presiones permite:

Definir con mayor certidumbre el asentamiento de las tuberías de revestimiento y el peso del fluido de control.

Reducir la frecuencia y severidad de brotes.

Minimizar la tendencia de pegaduras por presión diferencial.

Maximizar el ritmo de penetración, usando el mínimo peso equivalente.

Reducir el daño a las formaciones productoras, resultante del uso de peso de lodo excesivo.

La presión de formación, también llamada presión de poro, es aquella presión que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formación sobre la matriz de roca. Estos fluidos intersticiales son generalmente aceite, gas y agua salada. La presión de poro puede ser normal o anormal.

La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática que ejerce una columna de fluido nativo de la formación. En muchos casos estos fluidos varían de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua salada con densidad de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de NaCl a una temperatura de 25°C. En algunas ocasiones la densidad del fluido llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a incrementos en el gradiente geotérmico y en la concentración de sales. La tabla 1.5.1 muestra valores de presión de poro normal para diferentes cuencas sedimentarias del mundo.


Tabla 1.5.1 Valores de presión normal (Modificado de Bourgoyne, 1991)

La presión de formación anormal es cualquier presión diferente de la presión normal. Si la presión de poro excede a la presión normal se le llama anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente presión anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presión de formación anormalmente baja o subnormal (figura 1.5.1). Debido a que las presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del personal y equipo, así como en la viabilidad técnica y económica de la perforación del pozo, su estudio se ha hecho extensivo en la mayoría de las cuencas petroleras del mundo.


Figura 1.5.1 Esquema de presiones anormales (Modificado

de Law, 1994).

La predicción de presiones anormales no es una tarea sencilla debido a los diferentes mecanismos que las originan y a lo limitado de los métodos de predicción. De acuerdo con Law (1994), existen varios mecanismos que originan las presiones anormales. El fenómeno está relacionado a procesos geológicos, físicos, químicos y mecánicos. Las principales causas de la generación de presiones anormales referidas en la literatura son:

Debido a Esfuerzos de la Roca

Desequilibrio en la compactación Actividad tectónica

Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos

Expansión de agua debido al incremento de temperatura Generación de hidrocarburos Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis

Movimiento de Fluidos y Flotación

Fenómenos osmóticos


Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica)

Flotación debida al contraste de densidades

Sin embargo y a pesar de la amplia causal de presiones anormales, la principal causa citada en la mayoría de las referencias trata con el desequilibrio en la compactación normal de los sedimentos. De aquí que la mayoría de los modelos de predicción de presiones están basados en la teoría de la compactación de las arcillas.

Desequilibrio en la compactación

Durante el proceso de sedimentación y compactación se tiene un balance entre el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler los fluidos. Cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido a la sobrecarga, la compactación de los sedimentos es función de la profundidad, la porosidad de la roca se reduce, dando origen a un proceso de compactación normal. Por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros de la formación, la compactación se detiene y la porosidad no se reduce con la profundidad. A este fenómeno se le conoce como desequilibrio en la compactación y es el principal originador de las sobrepresiones debido a que los fluidos confinados en el espacio poroso soportan la mayor parte de la sobrecarga (figura 1.5.2).

Figura 1.5.2 Desequilibrio en la compactación (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Actividad tectónica

En general, cuando ocurren deformaciones debido al tectonismo, existen modificaciones en la presión del fluido y en la distribución estructural de las formaciones. Esto significa que el tectonismo puede crear anomalías de presión o restablecer la presión a su forma normal. La figura 1.5.3 muestra una redistribución de presiones debida al tectonismo.


Figura 1.5.3 Actividad tectónica (modificado de Bourgoyne,

1991).

Represionamiento o recarga

Las presiones anormales también pueden deberse a la recarga de los fluidos de la zona porosa y permeable, si existe una redistribución de fluidos por flujo a través de un conducto de otra zona porosa y permeable (figura 1.5.4). El conducto puede ser una falla, una fisura o un agujero y la energía potencial que se genera puede ser transferida por:

Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yacimiento normal o anormalmente presionado.

A través de la transferencia de agua de la formación anormalmente presionada.


Figura 1.5.4 Represionamiento o recarga (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Fenómenos de diagénesis

El fenómeno de diagénesis es una alteración posterior a la depositación de los sedimentos y los minerales que los constituyen (figura 1.5.5). El proceso de diagénesis incluye la formación de nuevos minerales, redistribución y recristalización de los minerales existentes en los sedimentos y la litificación.

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión que acompañan al sepultamiento, la montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas se altera a illita. Esta diagénesis de la montmorillonita contribuye al origen de presiones anormales por incrementar el contenido de agua en las lutitas durante la formación del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y con el continuo sepultamiento, el agua es expulsada de los poros, sin embargo, si la expulsión del agua de los poros se inhibe, entonces con el continuo sepultamiento de los sedimentos, el agua dentro de la roca absorberá parte del incremento del esfuerzo de sobrecarga generándose de esta manera una sobrepresión.


Figura 1.5.5 Fenómeno de diagénesis (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Expansión aquatermal

El principio que gobierna el incremento de temperatura como un mecanismo de sobrepresión, es la expansión térmica del agua cuando se calienta arriba de 4ºC (figura 1.5.6a). Si el cuerpo del agua es contenida en un recipiente sellado, la presión se eleva rápidamente. Barker (1972) muestra una elevación de presión de 8,000 psi (55.1 MPa) en agua calentada de 54.4° a 93.3ºC ocasionada por un incremento de volumen de únicamente 1.65%.


(a)

(b)

Figura 1.5.6 (a) Expansión aquatermal (modificado de Law, 1994) y (b) Generación de hidrocarburos (modificado de

Law, 1994).

Generación de hidrocarburos

Se ha identificado que la generación de hidrocarburos generan presiones anormalmente altas (figura 1.5.6b). Como se sabe, la generación de hidrocarburos es controlada y dependiente de una combinación de tiempo y temperatura. Las dos reacciones principales involucradas con la generación de crudo y gas de las rocas fuente de petróleo son:

Maduración del kerógeno para producir aceite y/o gas

Fraccionamiento de los hidrocarburos (aceite y bitumen a gas)

Estas reacciones típicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a temperaturas en el rango de 70º - 120ºC para la maduración del kerógeno y 3.0 – 5.5 km y 90º - 150ºC para el fraccionamiento de aceite al gas

Fenómenos osmóticos

La osmosis es definida como el movimiento espontáneo de agua a través de una membrana semi-impermeable que separa a dos soluciones de diferente concentración (o una solución y agua). El movimiento permanece hasta que la concentración de cada una de las soluciones se iguala o hasta que la presión osmótica no permite el movimiento de la solución de baja concentración a la solución de alta concentración (figura 1.5.7). Evidencias de campo y de laboratorio muestran que las lutitas sirven como membranas semi-permeables.

Aceite

Gas Humedo y Condensados

Gas Seco

Incremento de Volumen

a) Después Meissner, 1978b

Volumen de Sólidos (Kerogeno/ Metamorfosis de Materia orgánica)

Volumen de Fluido y Gases de Hidrocarburo


Figura 1.5.7 Fenómeno osmótico (modificado de Bourgoyne,

1991).

Nivel piezométrico del fluido

El efecto de una superficie piezométrica regional alta puede causar presiones anormales (figura 1.5.8). La presión es normal, cuando el nivel del pozo es igual al nivel piezométrico del sistema hidráulico, ya que las columnas hidrostáticas se balancean. Así mismo, cuando el nivel del pozo es mayor que el nivel piezométrico, se dice que existe una presión subnormal. Esto es debido a que la presión hidrostática del fluido en el pozo es mucho mayor que la presión ejercida por el sistema hidráulico en la formación. La diferencia de alturas genera este fenómeno.

Por otro lado, cuando el nivel piezométrico del sistema hidráulico de la formación es mayor que el nivel del pozo, la diferencia de alturas genera una presión diferencial a favor del sistema hidráulico, lo que hace que el fluido de la formación fluya a la superficie (pozo artesiano).


Figura 1.5.8 Nivel piezométrico de los fluidos (modificado de

Bourgoyne, 1991).

Efecto de flotación

En yacimientos cerrados, tal es el caso de las formaciones lenticulares, o en formaciones con grandes echados y anticlinales, siendo estos porosos y permeables, la presencia de las presiones anormales puede ser originada por una acumulación de hidrocarburos (figura 1.5.9). El agua por diferencia de densidad desplaza a los hidrocarburos echado arriba sobre-presionándolos. La sobre-presión generada depende de la altura de la columna de los hidrocarburos y del contraste entre las densidades de estos y del agua desplazante.


Figura 1.5.9 Efecto de flotación por contraste de densidades

(modificado de Bourgoyne, 1991).

Teoría de la compactación

El incremento de la sobrecarga, normalmente ocasionan que las rocas se compacten, reduciendo el volumen del poro y forzando la expulsión de los fluidos de la formación (figura1.5.10). La pérdida de porosidad varía con el tipo de roca y cada tipo de roca tendrá un límite inferior más allá de la cual ninguna compactación mecánica posterior es posible, y a partir de ahí, la pérdida de porosidad es debido a la compactación química.


Figura 1.5.10 Efecto de la sobrecarga sobre la compactación

de la roca (Velázquez-Cruz, 2012).

Para explicar el proceso de compactación de la roca, Hottman y Johnson (1965) se basaron en el modelo descrito por Terzaghi en 1948. Este consistía de un recipiente cilíndrico que tenía una serie de pistones separados por resortes. El espacio entre los pistones estaba lleno con agua y los pistones estaban perforados. En la Etapa A, la válvula de drene está cerrada, por lo que al aplicarle una carga (S), la presión en el fluido (P) se incrementa, y los resortes (σ) no soportan parte de la carga (S). En la Etapa B, la válvula de drene se abre, la presión en el fluido (P) se reduce y los resortes empiezan (σ) a soportar parte de la carga (S). Por último, en la Etapa C, la presión en el fluido (P) es solo debida a la altura de su columna y los resortes (σ) soportar toda la carga (S). La figura 1.5.11 (a) muestra el modelo de Terzaghi (1948) adaptado por Hottman y Johnson (1965) donde se describen de manera gráfica las etapas mencionadas anteriormente. En correspondencia, la figura 1.5.11 (b) muestra el mismo modelo pero adaptado de Terzaghi pero adaptado a un volumen de roca (Velázquez-Cruz, 2012).


(a)

(b)

Figura 1.5.11 (a) Modelo de compactación de Terzaghi (Hottman & Johnson, 1965) y (b) Modelo de Terzaghi en un

volumen de roca (Velázquez-Cruz, 2012).

De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las rocas logran escapar, estas contendrán una presión de poro normal o presión hidrostática, sin embargo, si la baja permeabilidad impide que escapen, se generara una sobrepresión debido al esfuerzo de sobrecarga. También se demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se compacta, reduciendo su porosidad; en pocas palabras se puede decir que el esfuerzo compresivo (σ) crece continuamente con la compactación; siempre y cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa, por lo que una manera de medir cuantitativamente el grado de compactación de las arcillas es con la porosidad (φ). La expresión que describe el modelo de Terzaghi es la siguiente:

pPS += σ .............................................................................. (1.5.1)

Donde:

S= Esfuerzo total o sobrecarga Pp= Presión de poro σ= Esfuerzo compresivo o efectivo

De acuerdo con Hottman y Johnson (1965), cuando los fluidos dentro de los poros de la arcilla escapan debido a la sobrecarga, la porosidad (φ) se reduce, por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar, la porosidad no varía con la profundidad. De esto podemos establecer que la porosidad a una profundidad (D) depende de la presión del fluido. Si esta presión es anormalmente alta, la porosidad (φ) también será anormalmente alta a la misma profundidad. La figura 1.5.12 (a) muestra el comportamiento típico de la porosidad en una zona con


sobrepresión; conforme la profundidad aumenta la porosidad se reduce hasta una profundidad conocida como profundidad de retención de fluidos (PRF). A partir de este punto, la porosidad se incrementa de manera anormal debido a la retención de fluidos; que al soportar la presión de sobrecarga se sobrepresionan dando origen a una zona de presión anormal alta. La profundidad de retención de fluidos puede variar dependiendo de la velocidad de sedimentación y del tipo de sedimento depositado (figura 1.5.12b).

Figura 1.5.12. (a) Comportamiento de la porosidad con la profundidad en una zona con sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012) y (b) Esquematización de la profundidad de retención

de fluidos (Law, 2004).

También existen otras propiedades petrofísicas sensibles a la compactación o porosidad que permiten detectar y evaluar sobrepresiones; entre las principales se encuentran la resistividad, el tiempo de tránsito y la velocidad de la onda sísmica. La figura 1.5.13 (a) muestra el comportamiento de la resistividad con respecto de la profundidad; esta propiedad ira decreciendo conforme la profundidad aumenta debido a la compactación de la roca, sin embargo, a cierta profundidad la resistividad empieza disminuir debido a la reducción de la compactación originada por un incremento en la porosidad y a su vez generado por la retención de fluidos. El mismo caso se muestra en la figura 1.5.13 (b), donde se describe como el tiempo de tránsito se va reduciendo con respecto a la profundidad hasta que se alcanza la profundidad de retención de fluidos. En este


punto se invierte el comportamiento del tiempo de tránsito originado por un cambio en la compactación.

(a)

(b)

Figura 1.5.13. (a) Comportamiento de la resistividad en una zona de sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012) y (b)

comportamiento del tiempo de tránsito en una zona de sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012).

Análisis de tendencias de compactación

La mecánica de definición de tendencias normales consiste en identificar en un registro indicador de los cambios de compactación la zona de presión normal y la zona de presión anormal. La zona de presión normal será aquella parte del registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en nuestra experiencia, se ha observado que en México las zonas de presión normal se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m (Velázquez-Cruz, 2008). Este dato se puede utilizar como guía para definir la linealidad de esa zona. La zona de presión anormalmente alta se establece según se ha definido con la teoría de compactación, es decir, una vez que los datos observados del registro se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los pozos del área en estudio. El definir la linealidad del indicador de los cambios de compactación, nos permite trazar una tendencia o línea que puede ser representada por un modelo matemático. La forma del modelo que describe el comportamiento de la compactación normal para curvas de resistividad y tiempo


de tránsito en la Costa Mexicana del Golfo (figura 1.5.14), se tomó con base la función exponencial planteada por Athy (1930) sobre la compactación de lutitas en el norte de Oklahoma.

cDn e0φφ = .......................................................................... (1.5.2)

Donde:

φn= Porosidad normal φ0= Porosidad en la superficie (ordenada) D= Profundidad c= Constante de compactación (pendiente)

Figura 1.5.14. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de compactación para resistividad (Velázquez-Cruz, 2008).

Los modelos que describe la tendencia de compactación normal para la resistividad y el tiempo de tránsito en este caso son:

cDn eRR 0= ......................................................................... (1.5.3)

cDn eTT 0∆=∆ ....................................................................... (1.5.4)

Donde:

∆Tn= Tiempo de tránsito normal ∆T0= Tiempo de tránsito en la superficie (ordenada) Rn= Resistividad normal R0= Resistividad en la superficie (ordenada)


Presión de sobrecarga

En una cuenca sedimentaria, el peso acumulativo de las rocas a una profundidad específica, conocido como esfuerzo vertical (Sv) o esfuerzo de sobrecarga (S), es una función del espesor (Z) y de la densidad de las rocas (ρr) sobreyacentes:

𝑆𝑆 = 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑍𝑍 ........................................................................... (1.5.5)

Donde:

ρr = Densidad volumétrica de la roca S= Esfuerzo de sobrecarga (ordenada) Z= Espesor de la capa

Dado que en la mayoría de las formaciones la densidad no es una contante sino que varía con la profundidad; el esfuerzo vertical se calcula mediante la integración de un registro de densidad (figura 1.5.15a):

𝑆𝑆 = ∫ 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍0 ................................................................... (1.5.6)

Resolviendo la variación de la densidad con respecto de la profundidad, el esfuerzo de sobrecarga finalmente queda como:

𝑆𝑆 = ∑ 𝜌𝜌𝑟𝑟∙(𝑍𝑍𝑚𝑚−𝑍𝑍𝑚𝑚−1)𝑚𝑚𝑚𝑚=1

𝑍𝑍𝑚𝑚 ............................................................ (1.5.7)

La utilización del registro de densidad para determinar la sobrecarga debe tomarse con reserva, ya que la densidad de la roca que se utiliza en un análisis de presión de sobrecarga es aquella originada exclusivamente a la compactación, sin embargo, la densidad que toma el registro no es únicamente le densidad debido a la pérdida de porosidad, sino que también se ve afectado por:

La geometría del agujero

La presencia de presiones anormales

La mineralogía de la roca y;

La presencia de hidrocarburos

La figura 1.5.15 (b) muestra la variación de la sobrecarga entre un pozo terrestre y uno marino.


(a)

(b)

Figura 1.5.15. (a) Perfil de sobrecarga de un pozo (Velázquez-Cruz, 2012) y (b) Variación de la sobrecarga

(Velázquez-Cruz, 2012).

Cuando no se cuentan con mediciones directas de la densidad de la roca para calcular el gradiente de sobrecarga (el caso de pozos exploratorios), se puede utilizar la ecuación desarrollada por Gardner (1974), obtenida de estudios sobre la velocidad en las rocas sedimentarias, para calcular la densidad del sistema roca-fluido:

( ) 25.0*31.0 VIr =ρ ..................................................................... (1.5.8)

Donde:

ρr = densidad de la roca en gr/cc VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s

Si solo se cuenta con el tiempo de tránsito del registro sónico se pueden utilizar la siguiente expresión y la ecuación de Gardner (1974) para calcular la densidad de la roca:

∆

=ot

VI 1*05.304878 ................................................................. (1.5.9)


Donde:

∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s

Método de predicción de la presión de poro

Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empíricas basadas en las mediciones de propiedades sensibles a la compactación de la roca (resistividad y tiempo de tránsito). En su publicación propone una serie de ecuaciones empíricas basadas en:

El planteamiento de Terzaghi respecto a la compactación de los sedimentos causado por la sobrecarga (S=Pp+σ)

Las observaciones de Hottman y Johnson respecto al comportamiento de los registros versus la compactación de la roca.

El modelo de Eaton calcula la presión de poro basado en la relación que existe entre el esfuerzo efectivo anormal (σan) y el esfuerzo efectivo normal (σn) a la profundidad de interés; y de la divergencia que existe entre las propiedades sensibles a la compactación (resistividad, velocidad, tiempo de tránsito, conductividad) y los valores de la tendencia de compactación normal (figura 1.5.16); es decir, para el caso de la porosidad (φn/φo), para la resistividad (Ro/Rn), para el tiempo de tránsito (∆Tn/∆To), para el caso de la conductividad (Cn/Co) y para la velocidad de la onda sísmica (Vpo/Vpn).


Figura 1.5.16 Modelo de Eaton (Velázquez-Cruz, 2012).

Con este modelo, la magnitud de la presión de poro depende de:

La sobrecarga. El valor de la presión normal de formación. Los datos observados de los registros. La interpretación de la tendencia normal. Y el valor del exponente alfa.

Para el caso de resistividad y tiempo de tránsito las ecuaciones son las siguientes:

[ ]

2.1=

−−=

α

α

RnRoPPnSSPP ............................................................. (1.5.10)

[ ]

0.3=

∆∆

−−=

α

α

ToTnPPnSSPP ........................................................... (1.5.11)


Donde:

∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie ∆tn= Tiempo de transito de la tendencia normal, ms/pie PP = Presión de poro, g/cm3 PPn = Presión de poro normal, g/cm3 S = Presión de sobrecarga, g/cm3 Ro= Resistividad medido por el registro, ohm-m Rn= Resistividad de la tendencia normal, ohm-m

Estas ecuaciones fueron validadas con datos de pozos perforados en la Costa de Luisiana, USA, y a pesar de eso, es el modelo más utilizado a nivel mundial para la predicción de la presión de poro. Sin embargo, de estudios realizados de presión de poro en pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, se ha encontrado que las ecuaciones para la resistividad y tiempo de transito planteadas por Eaton sobrepredicen la presión de poro, es decir, se obtienen valores mucho mayores a las mediciones reales, por lo que hay que ajustar el exponente alfa. La figura 1.5.17 muestra la magnitud de la presión de poro calculada con los exponentes originales para un pozo y el mismo pozo con los exponentes ajustados.

Figura 1.5.17 Ajuste del modelo de Eaton (Velázquez-Cruz,

2008a).


Presión de fractura

A través de experiencias de campo y laboratorio se ha encontrado que la presión que soporta una roca sin que se fracture, es función de su resistencia a la tensión y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo de la magnitud de los esfuerzos principales, la fractura será vertical u horizontal, pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo mínimo. La figura 1.5.17 (a) y 1.5.17 (b) describen estados de esfuerzos presentes en el subsuelo y la dirección de una fractura inducida dependiendo esos estados.

(a)

(b)

Figura 1.5.17. (a) Estado de esfuerzos donde la fractura inducida es vertical (Velázquez-Cruz, 2011) y (b) Estado de

esfuerzos donde la fractura inducida es horizontal (Velázquez-Cruz, 2011).

La determinación del esfuerzo horizontal mínimo (Sh) o de la presión necesaria para fracturar la roca (Pfr), se vuelve esencial en la planeación de la cantidad de asentamientos de tubería de revestimiento necesarios para alcanzar el objetivo, lo que impacta considerablemente al costo del pozo. Asimismo, es el punto clave para evitar pérdidas de circulación inducidas por un inadecuado programa de fluidos de perforación, es decir, cuando la presión que ejerce el fluido de perforación es mayor que la resistencia de la roca, se pueden generar fracturas en la formación durante el proceso de perforación, lo que ocasiona que el fluido se pierda en la formación y se genere una condición insegura para el pozo, instalaciones y/o personal, aunado a las pérdidas económicas por reposición de fluidos de control.


Para definir por anticipado la resistencia a la fractura de las rocas, se debe llevar a cabo una prueba de integridad a la presión unos metros debajo de cada punto de asentamiento de tubería de revestimiento, es decir, las pruebas de integridad a la presión son pruebas que se efectúan durante la perforación de un pozo, una vez que se ha perforado la zapata de la última tubería de revestimiento cementada (figura 1.5.18a) y se realizan mediante el bombeo de fluido de perforación con el pozo cerrado, para que se origine una presurización. El objetivo fundamental, es conocer la máxima presión que será ejercida por el fluido de perforación sin que exista falla de la roca y/o pérdida de circulación durante la perforación de la siguiente etapa. Las pruebas de integridad a la presión se pueden clasificar de acuerdo a la magnitud de presión ejercida en el pozo y su comportamiento con respecto al tiempo o volumen de fluido inyectado (1.5.18b) en:

Prueba de integridad de la formación (FIT por sus siglas en Ingles)

Prueba de goteo (LOT por sus siglas en Ingles)

Prueba de goteo extendida (ELOT o XLOT por sus siglas en Ingles)

Las pruebas de integridad a la presión se realizan de una manera similar (White, 2002) operativamente, sin embargo, presentan cada una de ellas dos diferencias básicas: El número de ciclos de presurización y el punto de presión o momento en el cual la prueba se termina.

(a)

(b)

Figura 1.5.18. (a) Esquema de una prueba de integridad de

presión en un pozo (modificado de Lin W, 2008) y (b) Comportamiento típico de las pruebas de integridad de

presión (modificado de White, 2002).


La prueba de Integridad de la formación (Formation Integrity Test o solamente FIT), es una prueba donde en la mayoría de los casos, la formación se presuriza hasta alcanzar la máxima presión que ejercerá el fluido de perforación en estado dinámico, para terminar la etapa que se prueba. También se puede tomar como referencia máxima, el gradiente de fractura pronosticado a la profundidad de la última tubería de revestimiento cementada o a la profundidad de la formación más débil que se perforará en la etapa. En la figura 1.5.18 (b) se muestra una gráfica de comportamiento de la presión superficial con respecto al volumen de fluido inyectado o tiempo de desarrollo de la prueba de presión. El comportamiento definido entre [0] y [1], corresponde al comportamiento típico de una prueba de integridad de la formación, es decir, existe una relación lineal entre la presión y la deformación de la roca. Esta prueba tiene como desventaja, que no define la presión máxima que la formación soportará sin aceptar filtración o pérdida de fluido de control.

La prueba de goteo (Leak Off Test o LOT) es una prueba de presión que se desarrolla hasta que la formación “filtra” fluido de perforación. En la figura 1.5.18 (b), el comportamiento definido entre [0] y [3] corresponde a una prueba de goteo característica. El comportamiento comienza con una deformación lineal de la formación y al momento en que la formación empieza a “filtrar” fluido de control, este comportamiento declina (cambio de pendiente), indicando que el “goteo” ha iniciado y es momento de terminar la prueba. En la mayoría de los casos, el valor de presión determinado al momento de la declinación, se considera como el esfuerzo horizontal mínimo (Sh). Esto sería completamente cierto si la fractura empezará a propagarse de manera uniforme y la resistencia a la tensión de la roca fuera cero, sin embargo, en la mayoría de los casos, la presión de goteo es mayor que el esfuerzo horizontal mínimo debido a que la mayoría de las formaciones, fracturadas o no, presentan cierta cantidad de resistencia a la tensión de la roca. Esta prueba tiene como desventaja que en formaciones donde no existe fracturamiento natural, no se puede determinar la presión de fractura y la resistencia a la tensión de la roca, debido a que una vez que declina el comportamiento lineal se suspende la prueba.

Una prueba de goteo extendida (Extended Leak Off Test o ELOT o XLOT) es en realidad una prueba de fracturamiento hidráulico, ya que la prueba se lleva a cabo hasta que la roca falla por tensión. En la figura 1.5.18 (b), el comportamiento entre [0] y [5] describe un ciclo de una prueba de goteo extendida. La diferencia entre una prueba LOT y una ELOT, es fundamentalmente la repetición de ciclos para eliminar cualquier efecto residual de la resistencia a la tensión de la roca (figura 1.5.19), permitiendo obtener valores más precisos del esfuerzo horizontal menor (Sh). Además, en formaciones que no son naturalmente fracturadas, se puede determinar la presión de fracturamiento (Pfr) y la resistencia a la tensión de la roca (To).


Figura 1.5.19. Prueba de goteo extendida de tres ciclos


La grafica de tiempo (volumen bombeado) contra presión de bombeo superficial, proporciona diferentes puntos de presión a saber:

Presión de goteo (Pg), punto de presión en el cual la relación lineal entre el volumen bombeado y la presión de bombeo cambia de pendiente (punto [2] de la figura 1.5.18b).

Presión de fracturamiento (Pfr), punto en el cual la presión de bombeo cae súbitamente debido al fracturamiento de la roca (punto [3] de la figura 1.5.18b).

Presión de propagación (Pp), valor de presión en determinado lapso de tiempo, cuando la presión de bombeo se mantiene constante durante la inyección debido a la propagación de la fractura.

Presión de cierre instantáneo (Pci), valor de presión inmediatamente de que se cesa la inyección de fluido al pozo.

Presión de cierre (Pc), valor de presión que se mantiene constante durante cierto lapso de tiempo, después de haber cesado el bombeo de fluidos al pozo.

Presión de reapertura (Pr), valor de presión en el cual la fractura inducida vuelve a abrirse y propagarse.

De acuerdo con la figura 1.5.19, el valor del esfuerzo mínimo horizontal se considera que es aproximadamente igual a la presión de cierre o la presión de


cierre instantánea, dependerá que valor de presión es menor y cuál de estas presiones se puede definir de manera más precisa en la gráfica de la prueba de goteo extendida, es decir:

cich PPS ≈≈ ............................................................................. (1.5.12)

También, del análisis de la figura 1.5.19 podemos inferir que la resistencia a la tensión (To) es:

rfro PPT −= .............................................................................. (1.5.12)

La definición del esfuerzo horizontal mínimo representaría un límite inferior de lo que se conoce como presión de fracturamiento, ya que sería la presión necesaria para abrir y/o extender fracturas existentes, tal y como se mostró en la figura 1.5.19.

Para predecir este límite inferior (conocido como esfuerzo horizontal mínimo) se pueden utilizar los siguientes modelos:

Hubert & Willis (1957):

𝑆𝑆ℎ = 𝐾𝐾𝐶𝐶(𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝑜𝑜) + 𝑃𝑃𝑜𝑜 .................................................................. (1.5.13)

𝐾𝐾𝐶𝐶 = 1/2 𝑅𝑅 1/3 ......................................................................... (1.5.13a)

Donde:

Po = Presión de poro, g/cm3 S = Presión de sobrecarga, g/cm3 S = Presión de sobrecarga, g/cm3 Ko = Coeficiente matricial (adimensional)

Matthews & Kelly (1967):


𝐾𝐾𝐶𝐶 = 𝑃𝑃𝑓𝑓𝑟𝑟−𝑃𝑃𝑙𝑙𝑆𝑆−𝑃𝑃𝐶𝐶

.............................................................................. (1.5.14a)

Donde:

Pfr = Presión de fracturamiento o valor de LOT, g/cm3

Eaton (1969):


𝐾𝐾𝐶𝐶 = 𝜈𝜈1−𝜈𝜈

................................................................................. (1.5.15a)

𝑆𝑆ℎ = 𝜈𝜈1−𝜈𝜈

(𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝑜𝑜) + 𝑃𝑃𝑜𝑜 ................................................................ (1.5.15b)

Donde:

ν = Relación de Poisson (adimensional)


La relación de Poisson debe ser determinada a través de pruebas de mecánica de rocas a núcleos. A estas propiedades se les conoce como estáticas, sin embargo, se pueden utilizar relaciones basadas en la propagación del sonido a las cuales se les conoce como propiedades dinámicas. Usando el registro sónico dipolar, se puede utilizar la siguiente expresión:

𝜈𝜈 = 0.5∙𝛥𝛥𝛥𝛥𝑠𝑠 𝛥𝛥𝛥𝛥𝐶𝐶 2−1

𝛥𝛥𝛥𝛥𝑠𝑠 𝛥𝛥𝛥𝛥𝐶𝐶 2−1

....................................................................... (1.5.16)

Donde:

∆tc= Tiempo de transito compresional (p-wave), ms/pie ∆ts= Tiempo de transito corte (s-wave), ms/pie

Cuando la formación no presenta fracturamiento natural, se puede definir un límite superior conocido como presión de fracturamiento y puede ser determinada con la siguiente ecuación (Aadnoy, 1996):

ooHhfr TPSSP +−−= 3 ................................................................. (1.5.17)

Si consideramos que el esfuerzo horizontal máximo (SH) es igual al esfuerzo horizontal mínimo (Sh) y además, que la tensión de la roca (To) es despreciable, la ecuación 1.5.17 se convierte a:

ohfr PSP −= 2 ............................................................................ (1.5.18)

Sustituyendo la ecuación 1.5.15b en la ecuación 1.5.18 obtenemos la expresión para definir el límite superior de la presión de fractura:

( ) ofr PPSP −−−

= 012

νν .................................................................. (1.5.18)


Con las instrucciones y datos proporcionados en el archivo “Ejercicio-1.5 y 1.6.docx”, desarrolle un análisis de geopresiones y defina el número de tuberías de revestimiento a utilizar, la profundidad de asentamiento de cada una de ellas y su geometría, realice una presentación con sus resultados donde se muestre el diagrama mecánico programado.


1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y GEOMETRÍA DEL POZO


Al término del subtema, el participante definirá el número, diámetro y profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

La selección o determinación de la profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento (T.R.), es una de las tareas más importantes en la planeación y diseño de los pozos petroleros. Una mala selección de la profundidad de asentamiento, desde el punto de vista económico y de ingeniería, trae como consecuencia incremento en los costos o riesgo en la viabilidad de la perforación, de ahí la importancia de determinar la correcta profundidad de asentamiento de las tuberías. Las tuberías de revestimiento representan entre el 15% y el 30% del costo total del pozo. Lo anterior significa, que una definición optimizada de las profundidades de asentamiento representará ahorros sustanciales en la construcción de un pozo (figura 1.6.1).

Figura 1.6.1. Estado mecánico optimizado (modificado de

www.encana.com).


Las tuberías de revestimiento (TR) son tuberías de acero que constituyen el medio con el cual se reviste o recubre el agujero que se va perforando. Los objetivos principales de la tubería de revestimiento son los siguientes:

Proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben.

Aislar las zonas que causan problemas durante la perforación del pozo.

Evitar el movimiento de fluidos entre formaciones.

Proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producción.

Permitir la explotación adecuada de los hidrocarburos (si existen).

Tipos de tuberías de revestimiento

Durante la perforación de pozos se requieren varías sartas de revestimiento para poder alcanzar la profundidad programada. Las tuberías se clasifican por función en:

Tubo conductor

Tubería Superficial

Tubería Intermedia

Tubería corta o Liner

Tubería de Explotación


Figura 1.6.2. Clasificación de tuberías de revestimiento por

función (Velázquez-Cruz, 2004).

El tubo conductor (figura 1.6.2) no se asienta a mucha profundidad (50 a 150 m), por lo que no se tiene mucha resistencia para soportar algún brote. En la mayoría de las áreas marinas, donde se tienen rocas suaves, la tubería es piloteada con martillos. En las áreas con rocas duras, se requiere perforar un agujero antes de introducir y cementar la tubería. El tubo conductor puede ser una tubería de acero debidamente fabricada o simplemente una serie de tambores soldados. Los principales objetivos del tubo conductor son:

Suministrar un conducto para la circulación de los fluidos del fondo a la superficie.

Aislar las formaciones no-consolidadas que pueden ser erosionadas o causar pérdidas de circulación severas.

Minimizar los problemas de colapso o derrumbe del agujero, por ejemplo, las rocas no consolidadas continuarán cayendo dentro del agujero sino son estabilizadas con una tubería.

La tubería de revestimiento superficial (figura 1.6.2) es la primer TR colocada a suficiente profundidad de tal manera que pueda soportar la presión de un brote. Sus principales propósitos son:

Contar con un medio para instalar el conjunto de preventores (BOPs).


Aislar acuíferos de agua dulce evitando su contaminación con el lodo de perforación.

Mantener la integridad del agujero evitando derrumbes.

Minimizar las pérdidas de circulación en formaciones someras con alta permeabilidad.

Revestir zonas débiles que no puedan resistir las presiones impuestas durante el control de un brote.

Una tubería de revestimiento intermedia se ubica entre la tubería de superficial y la tubería de explotación (figura 1.6.2). En pozos someros podría no existir tubería intermedia y en pozos profundos podrían existir varías. Los principales objetivos de las tuberías intermedias son:

Incrementar la integridad del pozo de tal manera que se pueda perforar a mayor profundidad.

Proteger las curvaturas o trayectorias en la perforación direccional.

Aislar formaciones problemáticas (presiones anormales, lutitas reactivas, estratos salinos, etc).

O simplemente proteger el avance de la perforación.

La tubería de revestimiento de explotación es aquella que se utiliza cuando se alcanza el objetivo petrolero (figura 1.6.2) y tiene los propósitos siguientes:

Aislar las zonas productoras de otras formaciones.

Suministrar un área de trabajo de diámetro conocido en la zona productora.

Proteger el equipo de la tubería de producción y permitir su alojamiento.

La tubería de revestimiento de explotación puede ser colocada arriba, a la mitad o debajo de la zona productora o yacimiento.

Un liner o tubería corta es una tubería de revestimiento que no se extiende hasta la superficie y su extremo superior termina dentro de la última TR cementada (figura 1.6.2). Normalmente el traslape entre las dos sartas es de 100 a 150 m. Cuando se usa una tubería corta, la tubería de revestimiento superior, debe ser evaluada con respecto a las presiones interna y de colapso a las que estará sometida la tubería corta. Las tuberías cortas de perforación y explotación son usadas frecuentemente como un método costo-efectivo para ganar gradiente de fractura o control de la producción sin el gasto de instalar una sarta hasta la superficie.

El Liner de explotación en ocasiones es utilizado como tubería de producción en vez de introducir una tubería de producción como tal para producir los hidrocarburos. El Liner de explotación es prolongado hasta la superficie


instalando la cantidad de tubería necesaria para alcanzar la superficie. A esta tubería se le conoce como complemento de la tubería corta o tie-back. La figura 1.6.3 resume todos los tipos de tuberías de revestimiento.

Figura 1.6.3. Tipos de tuberías de revestimiento por función


Criterios de asentamiento

La selección de la profundidad de asentamiento, se realiza primeramente para la sarta más profunda que será introducida en el pozo y sucesivamente desde la más profunda hasta la superficial. Los criterios de diseño utilizados para determinar la profundidad de asentamiento de tuberías son:

Densidad del fluido de control

Pegadura por presión diferencial

Ocurrencia de brote durante la perforación

Tipo de formación y contenido de fluidos


Densidad del fluido de control

La selección de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento se inicia con el conocimiento de la presión de formación y fractura. El análisis de las geopresiones permitirá la definición de los puntos apropiados para la colocación de cada una de las sartas de revestimiento. A los valores de la presión de poro y fractura se les deberá afectar por un margen que considere los efectos de viaje de la tubería (pistoneo y succión) y la posible ocurrencia de un brote.

Durante el movimiento de tuberías se producen cambios en la presión de fondo que pueden ocasionar flujo de fluidos de la formación al pozo (brote), si no se consideran estos efectos durante los viajes. Lo anterior hace necesario tomar en cuenta un margen por efecto de viaje para el diseño del asentamiento de las tuberías de revestimiento cuando se analizan por efecto de la densidad fluido de control. Este margen de viaje puede variar entre 0.024 a 0.060 gr/cm3.

Además, también es deseable emplear pesos de lodo que ejerzan una presión mayor a la presión de poro (~200 psi) por lo que se debe considerar un factor de seguridad para la densidad equivalente del lodo de entre 0.024 a 0.036 gr/cm3. El margen de control sobre la presión de poro está conformado por la suma del margen de viaje y del factor de seguridad, dando como resultado valores entre 0.05 a 0.10 gr/cm3. También, se debe utilizar un margen de fractura (MF) por efecto de empuje durante la introducción de tuberías o en el caso del control de un brote, por lo que se debe reducir el gradientes de fractura pronosticado en un rango de 0.024 a 0.060 gr/cm3.

Para definir la Máxima Densidad de Lodo (MaxDL) para alcanzar el objetivo se suma el Margen de Control (MC) a la Presión de Poro (Pp) pronosticada y se sigue el siguiente procedimiento:

En el primer metro determinar MaxDL.

En el segundo metro determinar Si MaxDL@Di <= MaxDL@Di-1 entonces MaxDL@Di = MaxDL@Di-1 sino MaxDL@Di = Pp@Di + MC

Donde:

Di-1 = Profundidad anterior Di = Profundidad actual @ = medido en

La figura 1.6.4 muestra los resultados de definir la Máxima Densidad de Lodo (MaxDL).


Figura 1.6.4. Definición de la Máxima Densidad de Lodo


A la presión de fractura (Pfr) pronosticada se le resta el margen de fractura (MF) para obtener la presión de fractura reducida (FRred) como sigue:

FRred=Pfr-MF

La figura 1.6.5 muestra los resultados de definir la presión de fractura reducida (FRred).


Figura 1.6.5. Definición de la presión de fractura reducida


Al margen entre la Máxima Densidad de Lodo (MaxDL) y la presión de fractura reducida (FRred) se le conoce como la “Ventana de Perforación” (Drilling Window). Una vez que se tiene la ventana de perforación, se traza una línea vertical hacia arriba desde MaxDL a la profundidad total y hasta intersectar FRred. Ese es un punto de asentamiento de TR. Posteriormente, desde FRred trazar una línea horizontal a la izquierda hasta intersectar MaxDL. De ahí trazar una línea vertical hacia arriba desde MaxDL y hasta que intersectar nuevamente FRred. Ese será otro punto de asentamiento de TR. Y así sucesivamente hasta alcanzar la superficie. La figura 1.6.6 muestra los asentamientos definidos con el criterio de densidad del fluido de control.


Figura 1.6.6. Definición de asentamientos de tuberías con el

criterio de densidad de lodo (Velázquez-Cruz, 2004).

Pegadura por presión diferencial

La pegadura por presión diferencial ocurre cuando la sarta de perforación es empujada contra la formación por una fuerza denominada presión diferencial. La presión diferencial (PD) es la diferencia entre la presión hidrostática y la presión de poro a una profundidad dada.

Presión diferencial > 0 SI Ph > Pp

Presión diferencial < 0 SI Ph < Pp

Presión diferencial = 0 SI Ph = Pp

Cuando la presión hidrostática del lodo es mayor de la presión de poro, la diferencia es conocida como sobre balance o presión diferencial positiva. La fuerza resultante del sobrebalance actuando sobre un área de la sarta de perforación es la fuerza que pega a la tubería. El Límite de Presión Diferencial (LPD) es la máxima presión diferencial que se tendrá sin que ocurran pegaduras de tubería. Se deben definir dos rangos de LPD, uno para la zona de transición (normal a anormal) y otro para la zona de presión anormal.


Se pueden utilizar valores de acuerdo a la experiencia en cada área en particular, sin embargo, existen valores generales reportados en la literatura (Adams, 1985) de la cantidad de presión diferencial que puede tolerarse sin que ocurran pegaduras de tubería, los cuales están entre:

LPD para Zonas de Transición (normal a anormal)

2,000-2,300 psi (140 y 160 kg/cm2)

LPD para Zonas de Presión Anormal

3,000-3,300 psi (210 y 230 kg/cm2 )

Para definir el Margen por efecto de Presión Diferencial (MPD) se tiene que realizar el comparativo siguiente:

Si FRred-Pp > LPD entonces MPD=Pp+LPD sino MPD=FRred

Donde:

Pp = Presión de poro (kg/cm2 o psi) FRred = Presión de Fractura Reducida (kg/cm2 o psi) LPD = Límite de Presión Diferencial (kg/cm2 o psi) MPD = Margen de Presión Diferencial (kg/cm2 o psi)

La figura 1.6.7 muestra los resultados de definir el Margen por efecto de Presión Diferencial (MPD).


Figura 1.6.7. Definición el margen por efecto de Presión

diferencial (Velázquez-Cruz, 2004).

Los asentamientos se definen en aquellos puntos donde el Margen por Presión Diferencial (MPD) se separa de la presión de fractura reducida (FRred) tal y como se aprecia en la figura 1.6.8.


Figura 1.6.8. Definición de asentamientos de tuberías con el criterio de pegadura por presión diferencial (Velázquez-Cruz,

2004).

Ocurrencia de brote durante la perforación

Un brote se define como la entrada de un volumen de fluidos al pozo. Estos fluidos pueden ser agua, aceite o gas. Cuando ese volumen de fluidos (brote) se manifiesta en la superficie de manera descontrolada, se conoce como reventón. El brote ocurre cuando la presión que ejerce el fluido de perforación no es suficiente para contener la presión de los fluidos contenidos en los poros de la roca. Esta condición sucede cuando el peso del fluido de perforación no fue adecuadamente seleccionado o cuando ocurren pérdidas de fluido de perforación hacía las formaciones rocosas, de tal manera que la presión que ejerce el fluido disminuye.

El Incremento en la Densidad del Fluido de perforación para controlar un brote (IDF), es aquella presión adicional necesaria para regresar el brote a la formación. Este valor puede ser obtenido; para cada área en particular, de pozos


de correlación donde se hayan realizado operaciones de control de brotes. Se ha reportado en la literatura que un incremento en el fluido de control de 0.5 lb/gal (0.060 gr/cc) proporciona buenos resultados.

Para determinar el efecto de brote, se utiliza la ecuación del efecto de brote (Eb) y se evalúa desde el inicio de la etapa superficial y hasta el final de la etapa intermedia. La expresión del efecto de brote es la siguiente:

MaxDLIDFDDE

ib +

= * ............................................................. (1.6.1)

Donde:

Eb = Efecto de brote, (gr/cc). IDF = Incremento de la densidad del fluido de perforación para controlar el

brote, (gr/cc). MaxDL= Máxima Densidad del Lodo de la etapa intermedia, (gr/cc). Di = Profundidad de Interés, (m). D = Profundidad final de la etapa intermedia, (m).

El punto donde cruce la curva de efecto de brote (Eb) con la presión de fractura reducida (FRred), será el punto que necesariamente tendrá que cubrir la T.R. superficial para evitar un fracturamiento de la formación en caso de un brote en la etapa intermedia. La figura 1.6.9 la modificación del asentamiento superficial por efecto de brote.


Figura 1.6.9. Modificación del asentamiento superficial por

efecto de brote (Velázquez-Cruz, 2004).

Tipo de formación y contenido de fluidos

El Ingeniero de Diseño debe identificar y correlacionar en función de la columna geología de los pozos en análisis, los estratos que pudieran modificar el asentamiento de T.R’s. Por ejemplo: estratos salinos, zonas de lutitas hidratables y/o deleznables, acuíferos, estratos con H2S o CO2, zonas con pérdida de circulación severa, fallas, zonas de alta presión, formaciones no consolidadas, formaciones altamente fracturadas o vugulares, formaciones con gas y/o agua salada, formaciones con agua dulce, zonas de gas someras. La figura 1.6.10 muestra diferentes tuberías de revestimiento cubriendo estos estratos problemáticos.


Figura 1.6.10. Asentamiento tipo de formación y contenido

de fluidos (Velázquez-Cruz, 2004).

Criterios de selección de la geometría del pozo

Los diámetros de las tuberías de revestimiento y de la barrena empleada para la perforación de cada intervalo, deben ser seleccionados de manera que se cuente con un espacio libre adecuado para las distintas operaciones de perforación, producción y servicio que se lleven a cabo en el pozo. Estas operaciones pueden ser:

El diámetro mínimo de barrena para un adecuado control direccional y funcionamiento de la perforación de otros intervalos.

El diámetro de la tubería de producción,

Las válvulas de seguridad subsuperficiales,

Los posibles sistemas artificiales de producción

La posibilidad de tener alguna terminación especial.

El equipo de toma de registros geofísicos y herramientas.


Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, la selección de los diámetros de las T.R’s se lleva a cabo como sigue (figura 1.6.11):

A partir de los pronósticos de producción del yacimiento se obtiene el diámetro de explotación.

Del diámetro de explotación nos desplazamos de arriba hacia abajo para seleccionar el diámetro más pequeño de T.R. o Barrena.

A partir de este nuevo punto, nos desplazamos nuevamente hacia abajo para seleccionar otro diámetro de T.R. o Barrena (el más pequeño).

Se repite el proceso para cada punto de asentamiento determinado.

Es importante mencionar que la selección del diámetro debe ser el más pequeño posible. Esto con la finalidad de evitar diseños costosos.

Figura 1.6.11. Diagrama de selección de diámetros.

Una vez que se ha determinado la geometría del pozo, se realiza un resumen y se dibuja el estado mecánico programado como se muestra en la figura 1.6.12.


Figura 1.6.11. Estado mecánico programado.


Con las instrucciones y datos proporcionados en el archivo “Ejercicio-1.5 y 1.6.docx”, desarrolle un análisis de geopresiones y defina el número de tuberías de revestimiento a utilizar, la profundidad de asentamiento de cada una de ellas y su geometría, realice una presentación con sus resultados donde se muestre el diagrama mecánico programado.

1.7 SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO


Al término del subtema, el participante seleccionará las tuberías de revestimiento de un pozo con base en las cargas esperadas, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

Las tuberías de revestimiento son tuberías que constituyen el medio con el cual se reviste el agujero que se va perforando. El objetivo de las tuberías de revestimiento es proteger las zonas perforadas y aislar las zonas problemáticas que se presentan durante la perforación. Las tuberías de revestimiento están compuestas por el cuerpo del tubo y el conector o cople.


Figura 1.7.1 Conector y rosca de tubería de revestimiento (modificado de www.glossary.oilfield.slb.com)

Un conector o cople es una sección corta de tubería de revestimiento y es usado para conectar dos tramos de tubería de revestimiento. El cople o conector es el extremo con caja de un tramo de tubería de revestimiento. El tipo más común de conector esta roscado en un extremo del tubo. El API especifica que un conector debe ser del mismo grado que el cuerpo del tubo.

El diseño de las tuberías de revestimiento es de gran importancia en la perforación de pozos, ya que representan el soporte estructural del agujero, sin las cuales no se alcanzarían los objetivos programados. El diseño de las tuberías requiere del entendimiento de las condiciones de operación que le serán impuestas al tubo, así como del conocimiento de las propiedades del tubo (Adams, 1985), es decir, el diseño de las tuberías de revestimiento se fundamenta en dos factores principales:

Las características del material (RESISTENCIA) y;

Las CARGAS a las que estará sujeta la tubería.

Especificaciones de tuberías de revestimiento

Las tuberías de revestimiento se especifican en función de los siguientes parámetros:

1. Diámetro exterior y espesor de pared;

2. Peso por unidad de longitud, normalmente peso por pie o metro;

3. Tipo de conector o cople;

4. Longitud del tramo o rango y;

5. Grado del acero.


Diámetro exterior y espesor de pared

Estos parámetros hacen referencia al cuerpo de la tubería:

El diámetro de los coples determina el tamaño mínimo de agujero.

El espesor de pared determina el diámetro interno y el peso de la tubería

Debido a que la presión varía a lo largo del pozo, se deben introducir una sarta de revestimiento que tenga el mismo diámetro externo pero con diferentes espesores, es decir, una tubería de revestimiento de gran espesor solo puede ser introducida en las secciones del agujero que contienen altas presiones o en la superficie donde los esfuerzos de tensión son altos, pero conservar su mismo diámetro externo.

Peso de la tubería de revestimiento

En lo referente al peso (Rabia, 1995), el API define tres tipos de peso de tubería de revestimiento:

1. Peso nominal;

2. Peso sin conectores y;

3. Peso con roscas y conectores.

El término “peso nominal” se usa principalmente con el propósito de identificar los tipos de tuberías de revestimiento durante los pedimentos, este se expresa en lbm/ft o kg/m. Los pesos nominales no son exactos y están normalmente basados en el peso teórico calculado de un tramo de 20 pies (6.10 metros) de longitud con rosca y cople. La expresión siguiente se utiliza para calcular el peso nominal:

( ) 20722.068.10 DttDWn ⋅+⋅−= ....................................................... (1.7.1)

Donde:

Wn = Peso nominal de la tubería de revestimiento (lb/ft) t= Espesor de pared (in) D= Diámetro exterior de la tubería de revestimiento (in)

Los pesos de las tuberías de revestimiento para propósitos de diseño son reportados en peso nominal.

El peso sin conectores es el peso de un tramo de tubería de revestimiento sin la inclusión de roscas y conectores. El peso sin conectores puede ser calculado con el uso de la formula siguiente, tomada de los estándares API, Boletín 5C3:

( ) )/(68.10 ftlbtDWpe −= ............................................................ (1.7.2)

( ) )/(02466.0 mkgtDWpe −= ........................................................ (1.7.2a)


Donde:

Wpe= Peso sin conectores (lb/ft o kg/m)

El peso con roscas y conectores es el peso promedio de un tramo incluyendo las roscas en ambos extremos y un conector en un extremo. Este peso se calcula con la siguiente formula:

2024

220 roscasdoslasenremovidometaldelpesoconectordelpesoW

JN

Wpe

L −+

+−

= (1.7.3)

Donde:

W= Peso con roscas y conectores (lb/ft) NL= Longitud del conector (in) J= Distancia del extremo de la tubería al centro del conector en posición de

apriete (in) Wpe= Peso sin conectores (lb/ft)

Tipo de conector o cople

En general, los conectores se especifican por el tipo de rosca (o conexión) maquinado en el cuerpo o conector (figura 1.7.2). Los conectores más usados son:

Rosca redonda API tipo “V” de 8 hilos por pulgada cuadrada.

Rosca “Buttress” o cuadrada de 5 hilos por pulgada cuadrada

Rosca “Extreme Line” maquinada en el cuerpo del tubo con rosca trapezoidal de 6 hilos por pulgada cuadrada.


Figura 1.7.2. Tipos de conectores API.

La rosca redonda API de 8 hilos es una rosca tipo “V” con un ángulo de 60° comprendido entre sus flancos y con 8 hilos por pulgada cuadrada. La rosca es maquinada en ambos extremos en una tubería sin-upset y los tramos son unidos por medio de un conector o cople con rosca. Los conectores de rosca redonda API son de dos tipos: (1) conector corto (SCT) y (2) conector largo (LTC). Los conectores STC y LTC son más débiles que el cuerpo del tubo. No se recomienda para aplicaciones de gas.

Figura 1.7.3. Rosca redonda API de 8 hilos.

La rosca Buttress tiene 5 hilos por pulgada de tipo trapezoidal y es capaz de soportar mayores cargas axiales que la rosca redonda. Se tiene mayor probabilidad de fuga que en la rosca redonda, sin embargo, si se utiliza un sellante de roscas adecuado puede incrementar su resistencia a las fugas. Menor


resistencia al estallido que en la redonda pero mayor resistencia a cargas axiales o de flexión.

Figura 1.7.4. Rosca Buttress API de 5 hilos.

Longitud del tramo o rango

El API ha especificado los rangos en los cuales deben estar las longitudes de los tramos. La tabla 1.7.1 muestra la clasificación de las tuberías de revestimiento según su rango.

Tabla 1.7.1. Rango de tuberías de revestimiento según el API

Grado del acero

El acero utilizado en la fabricación de las tuberías de revestimiento no tiene definida una microestructura. La microestructura del acero puede cambiar ampliamente al adicionar aleaciones especiales y por tratamientos térmicos. Así, los diferentes grados de tuberías de revestimiento pueden ser fabricados para ajustarse a diferentes situaciones de perforación. El API lista nueve diferentes grados de tuberías de revestimiento como sigue: H40 – J55 – K55 – C75 – L80 – N80 – C95 – P110 – Q125. La tabla 1.7.2 muestra los diferentes grados de tuberías de revestimiento API y algunas características de resistencia.


Tabla 1.7.2 Grados de tuberías de revestimiento según el API

Las propiedades mecánicas y físicas de los diferentes grados de las tuberías de revestimiento API están definidas por:

Composición química del acero

Tratamiento de calor que recibe durante su fabricación

Esfuerzo de resistencia o cedencia en miles de psi

Tipo de acero y tratamiento recibido durante su fabricación.

También, los tubulares usados en la industria se clasifican de acuerdo con las condiciones de servicio en:

Nivel 1: Grados H-40, J-55, K-55 y N-80

Servicio Dulce o Cantidad Limitada de H2S Presiones < 5,000 psi

Nivel 2: Grados M65, L80, C90, C95 y T95

Presión >10M con contenido de H2S limitado Baja Presión y contenido de H2S elevado

Nivel 3: Grado P-110

Bajo contenido de H2S; Alta Temperatura /Alta Presión

Nivel 4: Grados por encima del nivel 3 como Q125

Aplicaciones HP con alto contenido de H2S

Los grados de tuberías de revestimiento pueden ser identificados con un código de calores de acuerdo con la figura 1.7.5 (a) y (b).


(a)

(b)

Figura 1.7.5. Código de colores para diferentes grados de tubería de revestimiento API.


Propiedades de resistencia

Las propiedades de resistencia de las tuberías de revestimiento son normalmente especificadas como:

Resistencia a la tensión

Resistencia al colapso y;

Resistencia a la presión interna

Resistencia a la cedencia

El API define el esfuerzo de cedencia como el esfuerzo de tensión que se requiere para producir una elongación total de 0.5% por unidad de longitud de un espécimen de prueba.

(a)

(b)

Figura 1.7.6 (a) Esfuerzo de cedencia y (b) Efecto de la tensión sobre el tubo de revestimiento.

La fuerza de tensión, tiende a jalar parte de la tubería, la cual resiste por la fuerza del espesor de la propia tubería, la cual externa una contrafuerza. Este concepto se puede apreciar en la figura 1.7.6 (b). La expresión que describe la resistencia a la tensión de la tubería es la siguiente:

𝐹𝐹𝛥𝛥 = 𝜋𝜋4∙ 𝜎𝜎𝑦𝑦 ∙ (𝐷𝐷2 − 𝑅𝑅2) = 𝜋𝜋 ∙ 𝜎𝜎𝑦𝑦 ∙ (𝐷𝐷 ∙ 𝑅𝑅 − 𝑅𝑅2) ................................ (1.7.4)

Donde:

FT = Resistencia a la fuerza de tensión de la tubería (lbf)


σy = Esfuerzo a la cedencia de la tubería (psi) t= Espesor de pared (in) D= Diámetro exterior de la tubería de revestimiento (in) d= Diámetro interior de la tubería de revestimiento (in)

Resistencia a la presión interna o de ruptura

La resistencia a la presión de ruptura (también estallido), se define como el valor máximo de presión interna requerido para causar la cedencia del acero. La mínima presión de ruptura para una tubería de revestimiento es calculada con el uso de la fórmula de Barlow como sigue:

𝑃𝑃𝑅𝑅 = 0.875 2𝐶𝐶𝑡𝑡𝑦𝑦𝐷𝐷

= 0.875𝜎𝜎𝑦𝑦 ∙ 1 − 𝐶𝐶𝐷𝐷 ........................................... (1.7.4)

Donde:

Pi = Resistencia a la presión interna de la tubería (psi)

La ecuación calcula la resistencia a la presión de ruptura para una cedencia mínima de 87.5% del espesor de pared, dejando un 12.5% de variación del espesor de pared debido a defectos de fabricación.

(a)

(b)

Figura 1.7.7 (a) Efecto de la presión interna sobre el tubo de revestimiento (b) Tubería de revestimiento rota por

estallido.

Resistencia al colapso

La resistencia al colapso es definida como la máxima presión externa requerida para colapsar un espécimen de tubería de revestimiento. Se han definido cuatro comportamientos de colapso (figura 1.7.7a):

Colapso de cedencia

Colapso plástico


Colapso de transición

Colapso elástico

(a)

(b)

Figura 1.7.8 (a) Diferentes regiones de colapso del tubo y (b) Efecto de la presión de colapso sobre el tubo de

revestimiento.

Los diferentes modelos para el cálculo de la presión de colapso se muestran en la figura 1.7.9; donde:

Pc = Resistencia a la presión de colapso de la tubería (psi) E = Modulo de Young del acero ν = Relación de Poisson A, B, C, F, G = variables que dependen del grado del acero

Figura 1.7.10. Modelos para calcular la resistencia al

colapso.


Las variables que dependen del grado del acero (A, B, C, F, G) se pueden calcular con las ecuaciones que se muestran en la figura 1.7.11.

Figura 1.7.11. Modelos para calcular constantes que

dependen del grado del acero.

La figura 1.7.11 muestra la relación entre el diámetro exterior, el espesor de pared y el grado de la tubería de revestimiento para seleccionar la región del cada tipo de colapso.


(a)

(b)

Figura 1.7.11. Selección de la región de colapso por grados de tubería de revestimiento API.


Diseño de tuberías de revestimiento

Un ejercicio de diseño de tuberías de revestimiento involucra la determinación de factores que influyen en la falla de las tuberías de revestimiento y la selección del grado más adecuado para una operación específica de manera segura y económica. El programa de tuberías de revestimiento debería reflejar también los requerimientos de terminación y producción.

El producto final de un diseño es un “recipiente a presión” capaz de resistir las presiones internas y externas esperadas y los esfuerzos originados por el propio peso de la tubería de revestimiento.

También se incluye un margen de seguridad en el diseño, por efecto del deterioro futuro de la tubería de revestimiento y por otras fuerzas no conocidas que pueden ser encontradas como corrosión, desgaste y efectos termales.

Los criterios para el diseño de tuberías de revestimiento son los siguientes:

Fuerzas de tensión y compresión

Presión de colapso

Presión de ruptura

Fuerza de tensión

Las fuerzas de tensión en las tuberías de revestimiento son originadas por el propio peso de la tubería, por las fuerzas de flexión y cargas dinámicas.

En el diseño de tuberías de revestimiento, el tramo superior de la sarta es considerado el más afectado por la tensión, ya que tiene que soportar el peso total de la sarta de tuberías de revestimiento. La selección de la junta superior normalmente está basada en un factor de seguridad de 1.6-1.8.

Fuerza de compresión

La fuerza de compresión se genera por el empuje del fluido dentro del pozo sobre el área de la sección transversal de la tubería, cuando esta es introducida.

La fuerza de compresión deberá desaparecer después del fraguado del cemento. Se han observado tuberías a compresión cuando las cementaciones son defectuosas. Cuando la tubería de revestimiento es introducida en fluidos de perforación con alta densidad se presenta altos valores de compresión.

Presión de colapso

La presión de colapso se origina por la columna de lodo usado para perforar el pozo y actúa sobre el exterior de la tubería de revestimiento.


Dado que la presión hidrostática de una columna de lodo incrementa con la profundidad, la presión de colapso es la más alta en el fondo y cero en la superficie.

En el diseño por colapso, la tubería de revestimiento se supone vacía para las tuberías de revestimiento superficial y de explotación, y parcialmente vacía para las tuberías intermedias.

Presión de ruptura

El criterio de presión de ruptura en el diseño de tuberías de revestimiento es normalmente basado en la máxima presión de formación que puede ser encontrada durante la perforación del siguiente agujero.

También, se supone que durante un brote, el flujo de fluidos desplazará la totalidad del lodo de perforación, y de esta manera exponiendo a la totalidad de la tubería de revestimiento a los efectos de la presión de ruptura debida a la presión de formación.

En la cima del agujero, la presión externa debida a la columna hidrostática del lodo es cero y la presión de ruptura debe ser soportada totalmente por el cuerpo de la tubería de revestimiento. Por consiguiente, la presión interna es más alta en la superficie y más baja en la zapata de la tubería de revestimiento.

Factores de seguridad

El diseño de la tubería de revestimiento no es una técnica exacta debido a las incertidumbres en la determinación de las cargas reales y también debido al cambio de las propiedades de la tubería de revestimiento con el tiempo, originado por la corrosión y el desgaste.

Para tales incertidumbres se utiliza un factor de seguridad en el diseño de las tuberías de revestimiento y asegurar que el desempeño establecido de la tubería de revestimiento sea siempre más grande que cualquier carga.

En otras palabras, la resistencia de la tubería de revestimiento es subestimada por un factor de seguridad elegido.

Cada compañía operadora utiliza sus propios factores para situaciones específicas. Estos valores han sido desarrollados a través de muchos años de experiencia en perforación y producción. La tabla 1.7.3 resume los factores de seguridad más comunes.


Tabla 1.7.2 Factores de seguridad más comunes


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.7.pptx, defina por escrito las resistencias de las tuberías de revestimiento y realice una presentación con sus resultados.

1.8 SELECCIÓN DE SARTAS DE PERFORACIÓN


Al término del subtema, el participante seleccionará los componentes básicos de una sarta de perforación de un pozo con base en las cargas esperadas, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

La sarta de perforación sirve para varios propósitos:

Proporciona un conducto para el fluido desde la superficie a la barrena.

Transmitirle rotación a la barrena.

Permite suministrar peso a la barrena.

Proporciona el medio para levantar y bajar la barrena.

Además, la sarta de perforación puede utilizarse para cualquiera de los siguientes servicios especializados:

Suministrar cierta estabilidad al ensamble de fondo para minimizar la vibración y el salto de la barrena.

Permitir pruebas de formación a través de la sarta de perforación

Permitir la evaluación de la formación por medio de la tubería cuando las herramientas de registros no pueden ser corridas en agujero descubierto.

La sarta de perforación consiste primariamente de tubería de perforación y ensamble de fondo (BHA). La sección de tubería de perforación puede contener:


Tubería de perforación convencional (T.P.)

Tubería pesada (HW)

Ocasionalmente un escariador.

El ensamble de fondo (BHA) puede contener los siguientes elementos:

Lastra barrenas (varios tipos y tamaños).

Estabilizadores.

Martillos.

Escariadores.

Amortiguador de vibraciones

Barrena y porta barrena


Figura 1.8.1. Sarta de perforación típica (Adams, 1985).

Tubería de perforación

La sección más larga de la sarta de perforación es la tubería de perforación. El Aparejo de Fondo (BHA) normalmente no es más largo de 328 m (1000 pies). Cada tramo de tubería de perforación comprende el cuerpo del tubo y la junta, la cual conecta cada tramo de tubería. La tubería de perforación está disponible en varios diámetros y pesos. Los diámetros más comunes son:

3 ½”, 13.30 lbs/pie nominal

4 ½”, 16.60 lbs/pie nominal

5”, 19.50 lbs/pie nominal

El tipo de junta podría incrementar el peso promedio por pie, esto es, para una tubería de 4 ½” 16.60-18.60 lbs/pie. A pesar de esto, la tubería es designada como 16.60 lbs/pie. La tubería de perforación debe ser definida conforme a peso


nominal, grado y clase. La tabla 1.8.1 muestra dimensiones comunes de tubería de perforación.

Tabla 1.8.1. Dimensiones comunes de tubería de perforación (Adams, 1985)

Grado

El grado de la tubería de perforación describe la mínima resistencia a la cadencia de la tubería. Este valor es importante porque es usado en los cálculos de tensión, colapso y presión interna. En la mayoría de los diseños de tuberías de perforación, se incrementara el grado para adicionar resistencia más que incrementar el peso. Esta consideración difiere un poco del diseño de tuberías de revestimiento. La figura 1.8.2 muestra los principales grados de tubería de perforación.


Figura 1.8.2 Grado de la tubería de perforación (Adams,

1985)

Clase

La tubería de perforación es diferente a los otros tubulares utilizados en el pozo debido a que esta es utilizada en una condición de desgaste. Las tuberías de revestimiento y producción son normalmente nuevas cuando se instalan en el pozo. Para tomar en consideración el desgaste, la tubería de perforación se clasifica en “clases”. El API ha establecido lineamientos para las clases de tubería en la norma API RP-7G.

Clase 1 (Nueva).- Sin desgaste y nunca usada.

Premium.- Desgaste uniforme y un espesor de pared mínimo del 80%.

Clase 2.- Desgaste uniforme y un espesor de pared mínimo del 65%.

Clase 3.- Desgaste uniforme y un espesor de pared mínimo del 55%.

El API ha establecido un código de colores para la clasificación de tuberías de perforación. Este mismo sistema es recomendado para la clasificación de las juntas. Además, se recomienda que las juntas sean identificadas como reparadas en campo (field) o en el taller (scrap/shop). La figura 1.8.3 muestra el código de colores.


Figura 1.8.3 (Código de colores para identificar la clase

(Adams, 1985)

Rango

El rango de la tubería de perforación es la longitud de cada tramo (tabla 1.8.2). El rango 2 es el más común, es decir, generalmente se considera que la tubería de perforación mide 9.15 m (30 pies).

Tabla 1.8.2. Rangos de tuberías de perforación (Adams, 1985)

Juntas

Las juntas son conexiones roscadas que unen cada tramo individual de tubería de perforación. Las juntas pueden ser:

IU (internal upset).- El diámetro interior (ID) de la junta es menor que el de la tubería. El diámetro exterior (OD) de la junta es aproximadamente igual que el de la tubería. Este tipo de tubería es frecuentemente denominada de “agujero-esbelto” debido a la reducción de la tolerancia externa.


EU (external upset).- El diámetro interior (ID) de la junta es aproximadamente igual que el de la tubería. El diámetro exterior (OD) es mayor (upset). También las juntas Internal Flush (IF) y Full Hole (FH) son EU.

IEU (internal-external upset).- El diámetro interior (ID) de la junta es menor que el de la tubería de perforación. El diámetro exterior (OD) de la junta es mayor que el

Tubería pesada

La tubería de perforación extra-pesada (heavy-weight drill pipe) es una tubería cuyos diámetros exteriores son iguales a los de la tubería de perforación convencional, sin embargo, su incremento en el espesor de pared hace que el peso del cuerpo sea dos a tres veces más grande que la tubería de perforación regular. La tabla 1.8.3 muestra los diámetros más comunes de tubería extra-pesada.

Tabla 1.8.3. Tipos más comunes de tubería pesada (Adams, 1985)

Las juntas en algunas tuberías extra-pesadas son más largas de lo normal. Esta característica permite proporcionarle una protección contra el desgaste de tres veces más que el de una tubería de perforación convencional. La mayoría de la tubería pesada tiene un centro integral de mayor espesor actuando como centrador y almohadilla de desgaste. Esto ayuda a prevenir un excesivo desgaste del tubo cuando se “corre” o trabaja en compresión. Esta tubería tiene menos contacto con la pared del agujero que los lastra-barrenas y por lo tanto se reduce la posibilidad de pegaduras por presión diferencial. La tubería de perforación extra-pesada proporciona tres beneficios fundamentales:

Reduce los costos de perforación al virtualmente eliminar las fallas en la zona de transición (la sección de tubería inmediatamente arriba de los lastra-barrenas).

Incrementa significativamente las capacidades de desempeño y profundidad de equipos pequeños en áreas de perforación somera, debido al reemplazo de algunos lastra-barrenas y su fácil manejo.


Proporciona ahorros sustanciales en los costos de perforación direccional, mediante la sustitución de gran parte de los lastra-barrenas, reduciendo la torsión en el fondo del pozo y decrementando las tendencias de cambio de dirección.

Figura 1.8.4. Características de la tubería pesada (Adams, 1985).

La mayoría de todas las fallas por fatiga de la tubería de perforación son el resultado final de una acumulación de fatiga generada cuando esos tramos fueron trabajados en la zona de transición o estuvieron sujetos a esfuerzos por arriba de su límite de resistencia en agujeros con alto pandeo.

Lastrabarrenas

Los lastra-barrenas son el componente predominante del aparejo de fondo (BHA). Las funciones principales de los lastra-barrenas son:

Proporciona peso a la barrena


Suministra la resistencia necesaria para trabajar en compresión.

Minimiza los problemas de estabilidad de la barrena como vibraciones, bamboleo y brincoteo.

Minimiza los problemas de control direccional proporcionando rigidez al BHA.

(a)

(b)

Figura 1.8.5 (a) Tipos más comunes de lastrabarrenas (b) Recomendaciones de lastrabarrenas por geometría de

agujero.

La adecuada selección de los lastra-barrenas (y el BHA) puede prevenir muchos de los problemas de perforación. Los lastra-barrenas están disponibles en varias formas y tamaños, pueden ser redondos, cuadrados, triangulares y ranurados en espiral. Los tipos más comunes son los redondos (lisos) y los ranurados en espiral. Los lastra-barrenas ranurados en espiral reducen la superficie de contacto entre la tubería y el agujero. La reducción en el área de contacto reduce la probabilidad de pegaduras por presión diferencial.


Tabla 1.8.4. Dimensiones comunes lastrabarrenas (Adams, 1985)

Estabilizadores y estabilización de la sarta

La perforación de pozos rectos o direccionales requiere un adecuado posicionamiento de los estabilizadores en el BHA. Aunque parezca contradictorio que la perforación de pozos rectos y direccionales requiera de los mismos principios, el concepto fundamental es el control de la dirección de la barrena. Los estabilizadores son utilizados para lograr este objetivo. Se pueden utilizar diversos tipos de estabilizadores en el aparejo de fondo. Dentro de los más comunes se encuentran los estabilizadores con aletas giratorias, no giratoria y escariadores (figura 1.8.6)


Figura 1.8.6 Tipos de estabilizadores (Adams, 1985)

Los ensambles de fondo de las sartas de perforación originan fuerzas en la barrena que varían de acuerdo con las condiciones de operación (peso sobre barrena) y a las características de la formación. Estas fuerzas gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del pozo, se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del agujero o TR. La manipulación de la posición y el número de estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental para un buen control del ángulo del pozo.


(a)

(b)

Figura 1.8.7 (a) y (b) Fuerzas laterales tipo péndulo

Los arreglos para la estabilización de la sarta se clasifican según su función en la inclinación del pozo, es decir:

Ensambles para mantener ángulo.

Ensambles para incrementar ángulo.

Ensambles para decrementar ángulo.

La determinación de la posición y cantidad de estabilizadores en el ensamble de fondo es compleja, sin embargo, a través de la modelación y experiencia se ha llegado a determinar arreglos comunes de ensambles de fondo.

Los ensambles para mantener ángulo son conocidos como sartas empacadas. En estos arreglos los estabilizadores se colocan de tal manera que las fuerzas laterales de pandeo y péndulo se neutralicen. Este efecto generalmente se logra colocando dos estabilizadores cerca de la barrena. El primero inmediatamente arriba de la barrena y el segundo a una longitud menor o igual a 6 m. Los arreglos 1 y 2 tienen la característica de mantener el ángulo de incremento. Los arreglos 4 y 5 tienen la tendencia a mantener la reducción del ángulo del pozo. El arreglo numeró 3, para ángulos de inclinación menores a 10°, mantiene el incremento de ángulo, mientras que a inclinaciones mayores de 10° mantiene la reducción de ángulo.


Figura 1.8.8. Sartas empacadas.

Un ensamble de fondo típico para incrementar el ángulo del pozo cuenta con un porta-barrena estabilizador o un estabilizador a 1 o 1.5 m de la barrena. Este estabilizador permite que la flexión o pandeo que sufren los lastra-barrenas colocados arriba de este primer estabilizador, originado por el peso sobre barrena, se convierta en una fuerza lateral de pandeo, la cual tiende a incrementar el ángulo.

Los mejores arreglos para incrementar el ángulo del pozo son el 5 y 6. Esto ocurre porque la separación entre los dos primeros estabilizadores (27 m) permite la flexión de los lastrabarrenas (punto de contacto o tangencia entre estabilizadores) incrementando la fuerza lateral de pandeo.

En agujeros con inclinación menor a 8°, el arreglo 4 proporciona mayor respuesta a incrementar el ángulo que los arreglos 5 y 6. Para agujeros con inclinaciones


mayores de 8° la mayor respuesta para incrementar el ángulo se obtiene con los arreglos 5 y 6. Los arreglos 4, 5, y 6 permiten incrementos de ángulo entre 2 y 5°/30 m. Los arreglos 2 y 3 permiten incrementos de ángulo medianos (1 y 3°/30 m). El arreglo 1 es utilizado para generar moderados incrementos de ángulo, de tal manera que, en ocasiones, éste se puede utilizar para mantener el ángulo del pozo.

Figura 1.8.9 Ensambles de fondo tipo fulcro

A los ensambles de fondo para decrementar ángulo se les conoce como arreglos tipo péndulo, debido a que la fuerza lateral, de péndulo, ejercida por la gravedad, es superior a la fuerza de pandeo. El efecto de péndulo se logra eliminando el estabilizador colocado arriba de la barrena e instalando el primer estabilizador antes del primer punto de tangencia para evitar con esto los efectos de flexión en los lastra-barrenas que generan las fuerzas laterales de pandeo.

Los arreglos 5 y 6 proporcionan la mejor respuesta para reducir el ángulo de inclinación del pozo. En los arreglos de ensambles de fondo utilizados para


reducir el ángulo de inclinación, cuando la inclinación es alta, el número de puntos de contacto entre la barrena y el primer estabilizador se incrementa causando una reducción en la fuerza de péndulo y, por lo tanto, una menor respuesta a reducir el ángulo del pozo. Luego entonces, la distancia de la barrena al primer estabilizador debe reducirse, como se indica en los arreglos 1 al 4. Estos arreglos tipo péndulo son raramente usados para perforación direccional. En general, son más utilizados para controlar la desviación del pozo.

Figura 1.8.10 Ensambles de fondo tipo péndulo

Diseño de la sarta de perforación

Los lastra-barrenas son la primera sección de la sarta de perforación a ser diseñada. La longitud y diámetro de los lastra-barrenas afecta el tipo de tubería


de perforación que debe ser usado. La selección de lastra-barrenas es normalmente basada en:

Un criterio de pandeo en la parte inferior de la sarta cuando se le carga peso a la barrena.

Determinar la cantidad optima de lastra-barrenas para evitar que la tubería de perforación trabaje en compresión.

Existen tres configuraciones típicas para el Aparejo de fondo (BHA) las cuales permiten colocar el punto neutro (punto en la sarta de perforación donde los esfuerzos de tensión y compresión son igual a cero), por debajo de la sección de tubería de perforación.

Tipo 1. Es la configuración más simple y está compuesta por lastra-barrenas y tubería de perforación. El peso sobre la barrena se aplica con los lastra-barrenas y el punto neutro es localizado en los lastra-barrenas.

Tipo 2. Esta configuración utiliza tubería pesada por arriba de los lastra-barrenas, como transición entre lastra-barrenas y tubería de trabajo. En este arreglo, el peso sobre barrena también se aplica con los lastra-barrenas y el punto neutro es localizado dentro de la longitud de los mismos.

Tipo 3. Esta configuración utiliza lastra-barrenas únicamente para lograr el control direccional, mantener la verticalidad del pozo o reducir la vibración de la sarta de perforación. El peso sobre la barrena se aplica con los lastra-barrenas y la tubería pesada, y el punto neutro se localiza en la tubería pesada. Esta configuración permite manejar el aparejo de fondo en forma rápida y sencilla, reduce la posibilidad de pegadura por presión diferencial y fallas en las conexiones de los lastra-barrenas. En la perforación direccional moderna, este arreglo es el más recomendado.


Figura 1.8.11 Configuraciones de ensambles de fondo

Cuando las posibilidades de pegaduras por presión diferencial sean mínimas, la experiencia establece que el diámetro de los lastra-barrenas debe ser el máximo permisible, de acuerdo con la geometría del pozo y el diámetro de la barrena. Esto permitirá un mejor control direccional, menor longitud del ensamble de fondo y menor margen de movimiento lateral (menor esfuerzo de pandeo y fatiga de las conexiones). La siguiente ecuación proporciona una idea del diámetro mínimo de lastra-barrenas:

BcTRLB ddd −⋅= 2min ..................................................................... (1.8.1)

Donde:

dLBmin = Diámetro mínimo de lastra-barrena, (in). dcTR = Diámetro nominal del cople de la TR, (in). dB = Diámetro de la barrena, (in).

Algunos de los objetivos que deben cumplir los lastra-barrenas son proporcionar él suficiente peso sobre la barrena para prevenir que la tubería de perforación se someta al pandeo, trabajen en compresión y proporcionen rigidez al aparejo para el control direccional. En los métodos de selección de la longitud de los lastra-barrenas se debe tener en cuenta las consideraciones anteriores y evitar que el punto neutro caiga dentro de la tubería de perforación. Cuando la configuración del BHA utilizado es del Tipo 3, el número mínimo de lastra-barrenas se selecciona de acuerdo al diseño específico para lograr el control direccional deseado (aumentar, mantener o disminuir ángulo de inclinación), o lograr algún


objetivo particular (abrir una ventana, construir sección horizontal, etc.). Para configuraciones Tipo 1 y 2 se tendrá:

θcos4.671

⋅⋅⋅⋅

=FLB

BHAMaxLB FW

FDPSBL ........................................................... (1.8.2)

Donde:

LLB = Longitud mínima de lastra-barrenas, (m). PSBMax= Peso sobre barrena máximo, (ton). FDBHA = Factor de diseño, 1.10 a 1.20; 1.15 más común (adimensional) FF = Factor de flotación, (adimensional). θ = Máximo ángulo del agujero en el BHA, (grados). WLB = Peso de los lastra-barrenas en el aire, (lb/pie).

La tubería de perforación extra-pesada (HW) además de servir de transición entre la TP y los lastra-barrenas, también puede proporcionar peso a la barrena. La longitud que tendrá la HW se determina de acuerdo con la configuración del BHA seleccionado. Para la configuración tipo 2, la longitud de la HW generalmente se determina de acuerdo a las condiciones específicas de perforación y a la experiencia acumulada en el área. La práctica común la utilización de longitudes extra de 10 a 20 % de la longitud de los lastra-barrenas seleccionados. También, una práctica de campo es usar de nueve a diez tramos de tubería pesada.

En la configuración tipo 3, la HW se considera para proporcionarle peso a la barrena, por lo que la longitud mínima para suministrar el peso deseado considerando un factor de diseño se calcula como sigue:

⋅

−

⋅⋅⋅⋅

= LBHW

LB

FHW

BHAMaxHW L

WW

FWFDPSB

Lφcos

)4.671( ..................................... (1.8.3)

Donde:

LHW = Longitud mínima de HW, (m). WLB = Peso unitario de los lastra-barrenas en el aire, (lb/pie). WHW= Peso unitario de la tubería extra-pesada en el aire, (lb/pie). LLB = Longitud de la sección de lastra-barrenas, (m).

Al seleccionar la sarta de perforación a menudo se requiere conectar secciones y/o herramientas que tienen diferentes diámetros. Para seleccionar los diámetros de tubería pesada y de perforación que minimicen los esfuerzos de transición por cambio de diámetro, se calcula la relación de rigidez RR (adimensional) entre la sección inferior y superior:


eriorcióne

ie

eriorcióne

ie

R

ddd

ddd

R

supsec

44

infsec

44

)(

)(

−

−

= ........................................................... (1.8.4)

Donde:

RR = Relación de rigidez, (adimensional) de = diámetro exterior de la sección de tubería, (in). di = diámetro interior de la sección de tubería, (in).

De acuerdo con la experiencia, para perforación somera o con baja probabilidad de falla, RR debe ser menor de 5.5. Por otro lado, para perforación en condiciones más severas o con mayor probabilidad de falla R debe mantenerse menor de 3.5.

El peso total de la sarta de perforación es el peso soportado por el tramo superior de la tubería y está dado por:

P= (Peso flotado de la tubería de perforación) + (Peso flotado del Aparejo de Fondo).

( ) FHWHWLBLBTPTP FWLWLWLP ××+×+×⋅= 305.0 ................................. (1.8.5)

Donde:

P= Peso total flotado de la sarta de perforación (lbf) LTP = Longitud de la tubería de perforación (m) WTP = Peso unitario de la tubería de perforación (lb/pie)

Bajo condiciones de tensión, el acero se elonga linealmente hasta que se alcanza su límite elástico. En este punto, el acero podrá recuperar su forma original si la condición de carga es retirada. Si la tensión excede el límite elástico de la tubería, esta se deformara permanentemente sin recuperar su forma original. El valor donde inicia la deformación permanente se conoce con resistencia a la cedencia de la tubería. La resistencia a la cedencia de diferentes tuberías de perforación, dependiendo de su clase se puede encontrar en diferentes catálogos, sin embargo, el diseño de la tubería de perforación nunca se realiza considerando el valor total de esos catálogos, sino solo el 90% del valor de resistencia. De esta manera tenemos:

9.0×= ta PP ............................................................................. (1.8.6)

Donde:

Pa = Resistencia a la cedencia teórica, (lbf) Pt = Resistencia a la cedencia tomada de tablas, (lbf)

El margen para jalar o MOP es la cantidad de sobretensión (por arriba de su peso flotado) que puede soportar la sarta de perforación sin exceder su


resistencia a la cedencia, es decir, sin deformarse permanentemente. El MOP está dado por la diferencia entre la resistencia a la cedencia teórica y el peso total de la sarta.

PPMOP a −= ........................................................................... (1.8.7)

Donde:

MOP = Margen para jalar (lbf) Pa = Resistencia a la cedencia teórica (lbf) P = Peso total flotado de la sarta de perforación (lbf)

Este exceso de resistencia a la tensión se considera por situaciones extremas que se puedan presentar durante la perforación como resistencias y atrapamientos. Los valores de diseño del MOP comúnmente oscilan entre 50,000-100,000 libras (23-45 toneladas).

Para determinar el grado, peso y longitud de cada tramo de tubería de perforación se utiliza la siguiente expresión:

−

⋅⋅−

⋅=TP

BHA

FTP

aTP W

WtFW

MOPPL

φcos)(

305.0 ............................................. (.1.8.8)

Donde:

Pa = Resistencia a la cedencia teórica (lbf) LTP = Longitud de la tubería de perforación (m) WTP = Peso unitario de la tubería de perforación (lb/pie) WtBHA = Peso del BHA en el aire, (lbf). FF = Factor de flotación (adimensional) MOP = Margen para jalar (lbf) θ = Máximo ángulo del agujero, (grados).

La selección del grado se inicia colocando el grado menos resistente a la tensión en el fondo y conforme se va alcanzando la superficie se va incrementando el grado, de tal manera que la tubería con mayor grado está en la parte superficial.


1. Con los datos del archivo “Ejercicio-1.8.pptx, defina por escrito la sarta de perforación a utilizar y realice una presentación con sus resultados.


1.9 PERFORACIÓN DIRECCIONAL


Al término del subtema, el participante definirá la trayectoria direccional de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

El primer registro de un pozo deliberadamente desviado para alcanzar su objetivo fue en Huntington Beach, California, a principios de 1930. En esa ocasión, se colocó un equipo en tierra y perforar un pozo desviado para atravesar el lecho marino y alcanzar el objetivo (figura 1.9.1a). Esto fue el inicio de la perforación direccional como se conoce en nuestros días. En la actualidad el desarrollo de campos marinos no se concibe sin la perforación direccional (figura 1.9.1b).

(a)

(b)

Figura 1.9.1 (a) Inicios de la perforación direccional y (b) Desarrollo direccional en la actualidad

La perforación direccional ha sido descrita como: “El arte y ciencia involucrada en la desviación de un agujero dentro de una dirección específica para alcanzar un objetivo predeterminado en el subsuelo”.

La perforación direccional puede ser utilizada para diferentes aplicaciones, dentro de estas encuentran:

Desarrollo de campos marinos y terrestres

Operaciones de desviación del pozo (sidetracking)

Alcanzar zonas inaccesibles, restringidas o el control de pozos

Evitar problemas geológicos


Perforación de pozos no-convencionales (Horizontales, Multilaterales y Alcance extendido)

El desarrollo de campos marinos no hubiera sido económicamente posible sin la perforación direccional. Los pozos pueden ser perforados desde una plataforma fija o utilizando equipos móviles para irlos incorporando a plantillas de producción submarina. En la actualidad el desarrollo de campos terrestres por razones económicas, ambientales y legales, cada vez más se realiza utilizando macro-peras desde donde se desarrollan los campos de manera similar a las plataformas marinas. La figura 1.9.2 (a) muestra un ejemplo de desarrollo marino hace más de 100 año y la figura 1.9.2 (b) ejemplifica los desarrollos marinos de la actualidad.

(a)

(b)

Figura 1.9.2 (a) Inicios del desarrollo marino y (b) Desarrollo marino actual

Una desviación o “sidetrack”, es una operación de desviación de la trayectoria del pozo durante o después de la perforación. Un “sidetrack” se realiza por las siguientes razones:

Una condición o accidente (pescado) impide continuar con la trayectoria planificada del pozo.

Desviaciones controladas para explorar objetivos múltiples.

Explotación de hidrocarburos a partir de pozos abandonados.

La figura 1.9.3 muestra dos casos diferentes de “sidetrack”, el (a) debido a un accidente mecánico en el pozo y el (b) con un desarrollo intermedio en pozos existentes por medio de “sidetracks” o laterales.


(a)

(b)

Figura 1.9.3 (a) Sidetrack por accidente mecánico (Macías, 2006) y (b) Desarrollo de pozos intermedios con sidetracks

(Macías, 2006)

También, la perforación direccional se utiliza comúnmente para explotar yacimientos de hidrocarburos localizados directamente por debajo de zonas inaccesibles como:

Obstrucciones naturales como montañas o yacimientos cercanos a la costa

Obstrucciones hechas por el hombre como ciudades

Zonas restringidas donde el permiso para perforar no se puede conceder debido a que existen riesgos hacia el medio ambiente.


(a)

(b)

Figura 1.9.4 (a) y (b) Perforación direccional para evitar zonas inaccesibles.

Asimismo, cuando un reventón destruye o daña el equipo y las operaciones de control del pozo son imposibles directamente sobre la localización, entonces la perforación de un pozo de direccional es la técnica más viable para controlar el reventón.

(a)

(b)

Figura 1.9.5 (a) Pozo direccional de alivio y (b) Descontrol de pozo marino.

El pozo direccional puede ser utilizado como pozo de alivió de presión o para bombear fluidos de control y taponamiento. La figura 1.9.5 muestra la perforación direccional como técnica para el control de pozos.


Los pozos direccionales también se utilizan para evitar problemas geológicos. Los yacimientos de hidrocarburos comúnmente están asociados a trampas originadas por fallas o estructuras salinas. Las formaciones con sal incrementan el riesgo de la perforación debido a que interactúan con el fluido de perforación degradándolo, fomentan la corrosión de las tuberías y herramientas, y por sus propiedades de plasticidad, tienden a “fluir” hacia el pozo; por lo que siempre es preferible evitarlas. La presencia de fallas en la trayectoria del pozo representa riesgos por pérdidas de circulación y cambios en la trayectoria programada del pozo.

(a)

(b)

Figura 1.9.6 (a) Pozo direccional para al alcanzar un yacimiento debajo de sal y (b) Desarrollo direccional en

geología compleja.

La perforación direccional también se utiliza en la perforación no-convencional, es decir, la perforación horizontal, multilateral y de alcance extendido son aplicaciones no-convencionales de la perforación direccional. Los objetivos de estas tecnologías son maximizar la recuperación de hidrocarburos al mínimo costo y explotar reservas en zonas inaccesibles.


Figura 1.9.7 Aplicaciones de pozos no-convencionales donde

se utiliza la perforación direccional (Macías, 2006).

Planeación de la trayectoria direccional

El programa direccional consiste en definir la trayectoria que debe seguir el pozo en función de los objetivos geológicos que deben alcanzar. La trayectoria del pozo es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una ruta hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación.

Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la dirección del pozo, las cuales son referidas al plano vertical (inclinación) y plano horizontal (dirección). La terminología básica que se utiliza en un programa direccional es la siguiente (figura 1.7.8):

Azimut o Angulo de dirección (α), es el ángulo de 360° en dirección de las manecillas del reloj formado respecto del norte.

Ángulo de inclinación (θ), medida de desviación respecto del eje vertical del pozo.

TVD, profundidad vertical es la distancia de la vertical entre la mesa rotaría y el objetivo.

MD, profundidad medida o desarrollada, es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo.

Desplazamiento Horizontal (DH), es la distancia lineal, en el plano horizontal, del eje del pozo al objetivo.


Figura 1.9.8 Terminología básica de un programa

direccional.

La forma que debe tener el pozo que se va a perforar se define en la solicitud del pozo y es responsabilidad del departamento a cargo de los prospectos exploratorios o los campos en desarrollo. El departamento de perforación es el responsable de diseñar la trayectoria para que los objetivos se alcancen con seguridad, eficiencia y al costo mínimo. Para efectos de diseño, los tipos de trayectoria se clasifican en:

Tipo I o Slant o “J”, incrementar y mantener.

Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar.

Tipo III, incremento continuo

Horizontal, radio largo, medio y corto


Figura 1.9.9 Tipos de trayectorias direccionales.

La terminología utilizada en el cálculo de las trayectorias direccionales es la siguiente:

KOP (Kick Off Point), profundidad donde se inicia a incrementar el ángulo del pozo.

DOP (Drop Off Point), profundidad donde se inicia a decrementar el ángulo del pozo.

BUR (Build Up Rate), ritmo de incremento de ángulo (°/30 m).

DOR (Drop Off Rate), ritmo de decremento de ángulo (°/30 m),

EOB (End Of Build), profundidad final del incremento de ángulo.

Sección de incremento, sección donde se mantiene un incremento continuo de ángulo hasta la inclinación programada.

Sección Tangente, sección recta donde se mantiene el ángulo construido.

Sección de decremento, sección donde se decrementa el ángulo del pozo, comúnmente a la vertical.


(a)

(b)

Figura 1.9.10 (a) Terminología de un pozo tipo I (b) Terminología de un pozo tipo II.

Trayectoria en el plano horizontal

La trayectoria direccional del pozo en el plano horizontal se determina a partir de datos obtenidos de las coordenadas del equipo y las coordenadas del objetivo, con las cuales se puede determinar la trayectoria del pozo. Esto permitirá corroborar o corregir la trayectoria real, de tal manera que al final del pozo se tenga una trayectoria similar a la programada. Las ecuaciones para determinar el desplazamiento horizontal son:

Desplazamiento horizontal:

( ) ( )20

20 EE YYXXDH −+−= ......................................................... (1.9.1)

Angulo formado con el eje coordenado Norte/Sur:

−−

=E0

E0

YYXX TAN θ .................................................................... (1.9.2)

Donde:

(XE-YE) = Coordenadas del equipo. (XO-YO)= Coordenadas del objetivo. DH = Desplazamiento horizontal θ = Angulo formado con el eje coordenado Norte/Sur


Trayectoria en el plano vertical

La trayectoria direccional del pozo en el plano vertical se determina, a partir de la localización del equipo, las coordenadas del objetivo, columna geológica programada, y características de la formación, con las cuales se puede determinar la trayectoria que va describiendo el pozo en las coordenadas X, Y, Z. Esto permitirá corroborar o corregir la trayectoria real, de tal manera que al final del pozo se tenga una trayectoria similar a la programada.

Para el caso de un pozo tipo I o “J” o “slant”, el pozo se inicia vertical hasta llegar a la profundidad de inicio de la desviación (KOP). A partir del KOP se inicia la desviación del pozo hasta alcanzar el ángulo de inclinación requerido. Esta inclinación se mantiene hasta llegar al objetivo, a esta última sección se le llama tangente. Generalmente se tiene un KOP poco profundo en este tipo de trayectorias, esto con el objeto de entrar al objetivo con un ángulo de inclinación no muy grande. La información requerida para construir esta trayectoria es:

Coordenadas de superficie

Coordenadas al objetivo

Profundidad vertical al objetivo

Profundidad vertical del KOP

Ritmo de incremento

La proyección vertical para un pozo tipo I se calcula con las expresiones siguientes (Bourgoyne, 1991):

Radio de curvatura:

v1 q

1180R ⋅=π

............................................................................ (1.9.3a)

Donde:

R1 = Radio de curvatura del incremento, (m). qv = Ritmo de incremento de ángulo o severidad, (°/ m).

Ángulo máximo de inclinación:

Para R1 > x3

( ) ( )

−−

−

−+−=

13

312

132

31

1

DDxRarctan

DDxR

Rarcsenθ ............................ (1.9.3b)

Para R1 < x3


−−

−

−

−−

−°=13

13

13

1

13

13

RxDDarctansen

DDRarccos

RxDDarctan180θ ............ (1.9.3c)

Donde:

θ = Ángulo máximo de inclinación, (°). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m). qv = Ritmo de incremento de ángulo o severidad, (°/ m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). D2 = Profundidad vertical al final de la curva de incremento, (m). D3 = Profundidad vertical al objetivo, (m). x3 = Desplazamiento horizontal al objetivo, (m).

Longitud de arco:

vARC q

L θ= ................................................................................ (1.9.3d)

Donde:

LARC = Longitud de arco, (m). qv = Ritmo de incremento de ángulo o severidad, (°/ m). θ = Máximo ángulo de inclinación, (°).

Longitud del tramo tangente:

Ω=

tanRL 1

TAN ............................................................................. (1.9.3e)

Para R1 > x3

( ) ( )

−+−=Ω

213

231

1

DDxR

Rarcsen ................................................. (1.9.3f)

Para R1 < x3

( ) ( )

−+−=Ω

213

213

1

DDRx

Rarcsen ................................................ (1.9.3g)

Donde:

Ω = Ángulo formado por la recta tangente y la recta que une al objetivo con el vértice del máximo ángulo de inclinación, (°).

LTAN = Longitud de la sección tangente, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m). x3 = Desplazamiento horizontal al objetivo, (m).


D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). D2 = Profundidad vertical al final de la curva de incremento, (m). D3 = Profundidad vertical al objetivo, (m).

Profundidad total desarrollada:

TANARC1M LLDD ++= .................................................................. (1.9.3h)

Donde:

DM = Profundidad total desarrollada, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). LARC = Longitud de arco, (m). LTAN = Longitud de la sección tangente, (m).

Profundidad vertical al final de la curva:

θsenRDD 112 ⋅+= ...................................................................... (1.9.3i)

Donde:

D2 = Profundidad vertical al final de la curva de incremento, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m).

Desplazamiento horizontal al final de la curva:

( )θcos1Rx 12 −= ........................................................................ (1.9.3j)

Donde:

x2 = Desplazamiento horizontal al final de la curva, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m).


Figura 1.9.11 Componentes de diseño de una trayectoria

tipo I.

La trayectoria incrementar-mantener-disminuir (tipo II o “S”) es similar a la tipo I, hasta la sección tangente. En el caso de la trayectoria tipo II, la sección tangente no se prolonga hasta la formación de interés, si no que al final de ésta se inicia el decremento del ángulo para alcanzar el objetivo y se puede o no regresar a la vertical. Este tipo de trayectoria tiene un nivel de dificulta mayor que la trayectoria incrementar-mantener debido a los problemas que se presentan para controlar la sección de decremento. La información requerida es:



Profundidad vertical al objetivo


Ritmo de incremento y decremento

Profundidad vertical del final del decremento

Inclinación final

La proyección vertical para un pozo tipo II se calcula con las expresiones siguientes (Bourgoyne, 1991):

Radios de curvatura:


1v1 q

1180R ⋅=π

............................................................................ (1.9.4a)

2v2 q

1180R ⋅=π

........................................................................... (1.9.4b)

Donde:

R1 =Radio de curvatura del incremento, (m). R2 = Radio de curvatura del decremento, (m). qv1 = Ritmo de incremento de ángulo o severidad, (°/m). qv2 = Ritmo de decremento de ángulo, (°/m).

Angulo máximo de inclinación-declinación:

<+>+

<421

42131 xRR

xRRxR

Para R1+R2>x4

−+

−

−+

−

−+

−=

421

14

14

21

421

14

xRRDDarctansen

DDRRarccos

xRRDDarctanθ ........ (1.9.4c)

Para R1+R2<x4

( ) ( )

+−

−

−+

−

−−

−−°=

214

14

14

21

214

14

RRxDDarctansen

DDRRarccos

RRxDDarctan180θ (1.9.4d)

Donde:

R1 = Radio de curvatura del incremento, (m). R2 = Radio de curvatura del decremento, (m). x4 = Desplazamiento horizontal al objetivo, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). D4 = Profundidad vertical al objetivo, (m). θ = Máximo ángulo de inclinación-declinación, (°).

Longitud de los arcos:

1v1 ARC q

L θ= .............................................................................. (1.9.4e)

2v2 ARC q

L θ= .............................................................................. (1.9.4f)


Donde:

LARC1 = Longitud del arco de incremento, (m). LARC2 = Longitud del arco de decremento, (m). qv1 = Ritmo de incremento de ángulo o severidad, (°/m). qv2 = Ritmo de decremento de ángulo, (°/m). θ = Máximo ángulo de inclinación-declinación, (°).

Profundidad vertical al final de la sección tangente:

θsenRDD 243 ⋅−= ..................................................................... (1.9.4g)

Donde:

D3 = Profundidad vertical al inicio de la sección de disminuir, (m). D4 = Profundidad vertical al objetivo, (m). R2 = Radio de curvatura del decremento, (m).

Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente:

( )θcos1Rxx 243 −⋅−= ................................................................. (1.9.4h)

Donde:

x3 = Desplazamiento horizontal que existe desde el equipo hasta el final de la sección Tangente, (m).

x4 = Desplazamiento horizontal al objetivo, (m). R2 = Radio de curvatura del decremento, (m).

Longitud del tramo tangente:

Ω=

tanRL 1

TAN ............................................................................. (1.9.4i)

( ) ( )

−+−=Ω

213

213

1

DDRx

Rarcsen ................................................ (1.9.4j)

Donde:

LTAN = Longitud de la sección tangente, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m). Ω Ángulo formado por la recta tangente y la recta que une punto de inicio

de la declinación con el vértice del máximo ángulo de inclinación, (°). x3 = Desplazamiento horizontal que existe desde el equipo hasta el final de

la sección tangente, (m). D3 = Profundidad vertical al final de la sección tangente, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m).


Profundidad total desarrollada:

2 ARCTAN1 ARC1M LLLDD +++= ........................................................ (1.9.4k)

Donde:

DM = Profundidad total desarrollada, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). LARC1 = Longitud del arco de incremento, (m). LTAN = Longitud de la sección tangente, (m). LARC2 = Longitud del arco de decremento, (m).

Profundidad vertical al final de la curva de incremento:

θsenRDD 112 ⋅+= ...................................................................... (1.9.4l)

Donde:

D2 = Profundidad vertical al final de la curva de incremento, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m).

Desplazamiento horizontal al final de la curva de incremento:

( )θcos1Rx 12 −= ....................................................................... (1.9.4m)

Donde:

x2 = Desplazamiento horizontal al final de la curva de incremento, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m).



tipo II.

La trayectoria de incremento continuo o pozo tipo III es similar a la de incrementar-mantener, con la diferencia de que ésta no cuenta con una sección tangente. En esta trayectoria se tiene una sección inicial vertical hasta alcanzar el KOP, donde se inicia una sección de incremento de ángulo hasta alcanzar el objetivo. Normalmente se tiene un KOP profundo en este tipo de trayectorias, por lo que las formaciones en las que se inicia el desvió son más duras, presentándose mayor dificultad para la desviación. La información requerida para construir este tipo de trayectoria es la siguiente:



Cualquiera de los siguientes datos:


Ritmo de incremento

Inclinación máxima

La proyección vertical para un pozo tipo III se calcula con las expresiones siguientes (Bourgoyne, 1991):

El radio de curvatura se calcula de igual forma que para la trayectoria incrementar-mantener.


Angulo máximo de inclinación:

−=

1

3

Rx1arccosθ ...................................................................... (1.9.5a)

Donde:

θ = Máximo ángulo de inclinación, (°). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m) x3 = Desplazamiento horizontal al objetivo, (m).

La longitud de arco se calcula de igual forma que para la trayectoria incrementar-mantener.

Profundidad total desarrollada

ARC1M LDD += .......................................................................... (1.9.5b)

Donde:

DM = Profundidad total desarrollada, (m). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). LARC = Longitud de arco, (m).

Ángulo al término de la curvatura:

+

−=Ι v

1

122 qsen

RDDarcsen .......................................................... (1.9.5c)

Donde:

Ι2 = Ángulo con que se termina la curvatura, (º). D1 = Profundidad de inicio de desviación, (m). D2 = Profundidad vertical al final de la curva de incremento, (m). R1 = Radio de curvatura del incremento, (m).



tipo III.

Métodos para estimar la trayectoria direccional

Durante la perforación de pozos direccionales, a partir del punto de inicio de la desviación del pozo, se realizan estaciones programadas con el fin de registrar, por medio de algún instrumento de medición, los ángulos de inclinación y dirección (azimut o rumbo) a lo largo de la trayectoria del pozo. A partir de los datos obtenidos, se puede calcular las coordenadas de cada una de las estaciones programadas, determinando la trayectoria descrita por el pozo en las coordenadas xi, yi, zi. Existen distintos métodos de cálculo para determinar la trayectoria direccional del pozo, pero los más comúnmente utilizados son:

Tangencial

Ángulo promedio

Radio de Curvatura


Mínima Curvatura

Método tangencial

El Método Tangencial asume que el agujero perforado está conformado por una serie de segmentos rectos con la misma inclinación y dirección en la estación de registro presente que en la estación anterior. Para cada una de las estaciones de registro determinar:

El desplazamiento coordenado norte/sur al final del segmento:

)cos()( 22 AIsenLN ⋅⋅=∆ .............................................................. (1.9.6a)

El desplazamiento coordenado este/oeste al final del segmento:

)cos()( 22 AIsenLE ⋅⋅=∆ ............................................................... (1.9.6b)

La profundidad vertical del segmento:

)cos( 2ILV ⋅=∆ ......................................................................... (1.9.6c)

DONDE:

L= Longitud desarrollada del segmento DN= Desplazamiento coordenado norte/sur al final del segmento DE= desplazamiento coordenado este/oeste al final del segmento I2= Ángulo de inclinación al final del segmento A2= Azimut o ángulo de dirección al final del segmento

(a)

(b)

Figura 1.9.14 (a) Método tangencial (Schlumberger, 2004) (b) Método del ángulo promedio (Schlumberger, 2004).


Método del ángulo promedio

El método del Ángulo Promedio utiliza para el cálculo los ángulos de inclinación y azimut registrados en la parte superior e inferior de cada segmento. Se supones que la trayectoria del pozo es una línea recta cuya inclinación y dirección son el promedio entre las medidas registradas en la estación presente y la estación anterior. Para cada una de las estaciones de registro determinar:


( )2211 coscos21 AsenIAsenILN ⋅+⋅=∆ ............................................... (1.9.7a)


( )221121 senAsenIsenAsenILE ⋅+⋅=∆ ................................................ (1.9.7b)


( )21 coscos21 IILV +=∆ ............................................................... (1.9.7c)

DONDE:

L= Longitud desarrollada del segmento DN= Desplazamiento coordenado norte/sur al final del segmento DE= desplazamiento coordenado este/oeste al final del segmento I1= Ángulo de inclinación al inicio del segmento A1= Azimut o ángulo de dirección al inicio del segmento I2= Ángulo de inclinación al final del segmento A2= Azimut o ángulo de dirección al final del segmento

Método de radio de curvatura

En el Método de Radio de Curvatura se utilizan los ángulos medidos en dos estaciones consecutivas de registro generando una curva espacial que representa la trayectoria del pozo. Se asume que el curso del agujero representa la trayectoria de una curva suave que se pueden ajustar a la superficie de un cilindro. Para cada una de las estaciones de registro determinar:


( )( )( )( )

2

1212

1221 180coscos

⋅

−−−−

=∆πAAII

senAsenAIILN ...................................... (1.9.8a)



( )( )( )( )

2

1212

2121 180coscoscoscos

⋅

−−−−

=∆πAAII

AAIILE ..................................... (1.9.8b)


( )( )

⋅

−−

=∆π

180

12

12

IIsenIsenIL

V ......................................................... (1.9.9c)

DONDE:


Método de mínima curvatura

El método de la Mínima Curvatura utiliza los ángulos obtenidos en dos estaciones consecutivas de registro. El método considera una trayectoria de arco circular suave que se puede ajustar a la superficie de una esfera de radio específico. De esta manera se asume que la trayectoria del pozo queda conformada por arcos circulares suaves que unen a cada una de las estaciones de registro. Para cada una de las estaciones de registro determinar:

Ángulo de la severidad:

( )[ ]1221211 coscoscoscos AAsenIsenIIIDLA −⋅⋅+⋅= − ............................. (1.9.9a)

Factor de proporción:

⋅

⋅=

2tan1802 DLA

DLAF

π .......................................................... (1.9.9b)


( )2211 coscos2

AsenIAsenILFN ⋅+⋅=∆ ............................................. (1.9.9c)


( )22112senAsenIsenAsenILFE ⋅+⋅=∆ ............................................... (1.9.9d)



( )21 coscos2

IILFV +=∆ .............................................................. (1.9.9e)

DONDE:


(a)

(b)

Figura 1.9.15 (a) Método de radio de curvatura (Schlumberger, 2004) (b) Método de mínima curvatura

(Schlumberger, 2004).

Herramientas de desviación

Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo. En la actualidad se cuentan con diferentes métodos y herramientas para desviar, los más comunes son:

Desviadores de pared o cucharas

Barrenas de chorro o jetting

Aparejos de fondo rotatorios convencionales (BHA)

Motores de fondo con codos desviadores (no rotacional)


Sistemas dirigibles rotacionales (RSS)

Figura 1.9.16 Operación del desviador de pared.

Desviadores de pared

Las “cucharas” son herramientas en forma de cuña diseñadas para desviar el pozo en agujero abierto o entubado. El desviador se puede orientar en la dirección deseada. Comúnmente el desviador y la sarta se bajan juntos. La sarta se libera del desviador por medio de peso.


Figura 1.9.17 Operación de las barrenas de chorro.

Barrenas de chorro

La desviación con barrenas de chorro o tipo jet es una técnica aplicable para formaciones suaves a medias, donde la resistencia a la compresión es relativamente baja. En esta técnica se utiliza la potencia hidráulica del fluido de perforación para hacer una cavidad en el pozo e iniciar la desviación.

Estabilización de la sarta

Los ensambles de fondo de las sartas de perforación originan fuerzas que gobiernan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas fuerzas generadas en la barrena se utilizan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con las paredes del agujero o TR. Los arreglos para la estabilización de la sarta se clasifican según su función en la inclinación del pozo, es decir:

Ensambles para mantener ángulo.

Ensambles para incrementar ángulo.

Ensambles para decrementar ángulo.


La determinación de la posición y cantidad de estabilizadores en el ensamble de fondo es compleja, sin embargo, a través de la modelación y experiencia se ha llegado a determinar arreglos comunes de ensambles de fondo.

Figura 1.9.18 Ensambles de fondo para el control

direccional.

Motores de fondo

El motor de desplazamiento positivo (PDM) ha evolucionado como el método primario de control direccional. Los PDM son accionados por el fluido de perforación que hace que la barrena gire sin que la sarta de perforación rote. La potencia del motor es generada por una geometría rotor/estator que se unen para formar cavidades helicoidales selladas. El flujo de fluido de perforación a través de estas cavidades fuerza el rotor a moverse. El rotor que describe un movimiento excéntrico respecto al eje del motor está conectado a un cople articulado que transmite el torque eliminando el movimiento excéntrico. El cople permite que el motor tenga un “codo” el cual se dobla desde 0 a 3°. El cople transmite el torque a un eje que va empotrado en un juego de balineras que le permiten transferir tanto la carga axial y lateral a la barrena.


Figura 1.9.19 Componentes de un motor de fondo.

La velocidad y el torque de una unidad de potencia están directamente ligada al número de lóbulos del rotor y estator. A mayor número de lóbulos el torque será mayor y menos RPM.

(a)

(b)

Figura 1.9.15 Relaciones rotor/estator en un motor de fondo.

Sistemas rotaciones dirigibles (RSS)

Son herramientas que permiten cambiar el rumbo y la inclinación del agujero con un control direccional total con la sarta girando continuamente. Esto se logra mediante empuje lateral de la herramienta mientras se rota. Las aletas se apoyan a las paredes del pozo y empujan a la barrena secuencialmente hacia el lado opuesto que viene a ser la dirección a la cual se requiere llevar al pozo. Todos sus componentes giran junto con la sarta. Se envían comandos mediante


pulsaciones en el lodo desde la superficie para que la herramienta desvíe a la dirección deseada


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.9.pptx, defina por escrito la trayectoria direccional de un pozo y realice una presentación con sus resultados.

1.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN E HIDRÁULICA


Al término del subtema, el participante definirá las propiedades del fluido de perforación y su hidráulica para una etapa de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción a los fluidos de perforación

El fluido de perforación es un líquido que se circula en el pozo durante las operaciones de perforación y está formado por una mezcla de componentes minerales y aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la roca a perforar. Los parámetros físico-químicos, así como la variación de los mismos al contacto con la roca y sus fluidos, son controlados mediante análisis continuos.

El circuito hidráulico es la trayectoria del flujo que realiza el fluido de perforación por todo el sistema de circulación. El sistema de circulación tiene como función principal el de remover los recortes de roca del agujero durante el proceso de perforación, es decir los recortes de roca que genera la barrena son sacados del pozo mediante la circulación del fluido de perforación, el cual se inyecta por el interior de la sarta de perforación, pasa a través de los conductos de la barrena, se regresa por el espacio anular, se descarga sobre el sistema de separación de sólidos y finalmente circula en el sistema de presas para posteriormente iniciar un nuevo ciclo.


Figura 1.10.1 Circuito hidráulico del pozo

Funciones del fluido de perforación

Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. El orden de importancia es determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:

Remover los recortes de roca del fondo del pozo (Transmisión de la energía hidráulica).

Transportar los recortes de roca a la superficie

Evitar el derrumbe el agujero (mantener estable el pozo)

Suspensión de los recortes de roca

Controlar la presión de los fluidos presentes en los poros de la roca

Enfriar y lubricar la barrena y sarta de perforación

Proporcionar flotación a las sartas de tuberías

Apoyo en la toma de registros


Remover los recortes de roca del fondo del pozo

Durante la circulación, el lodo es expulsado de la barrena a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la superficie por debajo de la barrena esté libre de recortes. Si los recortes no se remueven del fondo del pozo, la barrena continúa retriturándolos, esto reduce la vida útil de la barrena y la velocidad de perforación. La remoción eficiente de los recortes en el fondo del pozo depende de las propiedades físicas del lodo y de su velocidad al salir de las toberas.

Transportar los recortes de roca a la superficie

Un vez que los recortes de roca son removidos del fondo del pozo, estos deben ser transportados a la superficie. La habilidad de un fluido para transportar los recortes depende de la densidad, viscosidad y velocidad del fluido, y de la densidad y tamaño de los recortes de roca. La velocidad del fluido se determina por las dimensiones del sistema (estado mecánico) y el gasto de la bomba. Si el pozo no se limpia en forma adecuada, el material sólido se acumulara en el espacio anular. Esto causará un aumento en la torsión, el arrastre y la presión hidrostática.

Mantener estable el pozo

El volumen de roca que es removido por la barrena, debe ser sustituido por el fluido de perforación que se circula en el pozo, de tal manera que se mantengan las paredes del agujero estables y no se derrumben.

La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos (interacción roca-fluido). La composición química y las propiedades del fluido deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.

Suspensión de los recortes de roca

Cuando se suspende la circulación, se elimina la fuerza ascendente que permite el transporte de los recortes, por lo que estos tenderán a caer el fondo.

El fluido de control deberá estar preparado y acondicionado químicamente para formar una estructura de gel cuando no este fluyendo y recuperar su fluidez cuando se reinicie la circulación. La velocidad de caída de una partícula a través del fluido depende de la densidad de la partícula y de las propiedades de tixotropía (gelatinosidad) del mismo fluido.


Controlar la presión de los fluidos presentes en los poros de la roca

El agua, el gas y el petróleo que se encuentran en el subsuelo están bajo gran presión. La función del fluido es controlar las presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura.

La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso del fluido) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo (altura). Si la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del pozo.

Enfriar y lubricar la barrena y sarta de perforación

Las fuerzas mecánicas utilizadas para construir el pozo generan una cantidad considerable de calor por fricción en la barrena y en las zonas donde la sarta de perforación roza contra el agujero. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena y a la sarta de perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. Las barrenas, los motores de fondo y los componentes de la sarta de perforación fallarían más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y lubricantes del fluido de perforación.

Proporcionar flotación a las sartas de tuberías

El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la sarta de perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad. Al introducir la sarta en el fluido contenido dentro del pozo, esta recibe un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado por el volumen de acero introducido, indudablemente que el empuje será mayor, cuanto mayor, sea la densidad del fluido. Cuando una sarta de perforación, una tubería de revestimiento o una tubería de revestimiento corta está suspendida en el fluido de perforación, una fuerza igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. Esta función es particularmente importante ya que los pesos que el equipo soportara serán menores.

Apoyo en la toma de registros

Los registros geofísicos de pozo son tomados en un agujero lleno de fluido de perforación con la finalidad de definir la existencia y tamaño de una zona impregnada con hidrocarburos. Por lo anterior, se deben diseñar fluidos de control que tengan propiedades afines con los registros geofísicos, de tal manera que no obstruyan o enmascaren la presencia de hidrocarburos.


Por ejemplo, un lodo con alta concentración de sal puede impedir el uso del registro de potencial espontáneo (SP) ya que la concentración de sal en el lodo puede ser aproximadamente igual a la de la formación. Además, los lodos base aceite inhiben el uso de registros de resistividad ya que el aceite actúa como un aislante y evita el paso de la corriente.

Clasificación de fluidos

Los fluidos de perforación pueden ser divididos, dependiendo de la fase continua del fluido y del tipo y la condición del aditivo en la fase continua.

Figura 1.10.2 Clasificación de fluidos de perforación

Fluidos base agua

El sistema de lodo usado con mayor frecuencia en toda la industria es el sistema base-agua. El agua es la fase continua, pero puede contener aceite (lodos emulsionados) o aire (lodos aireados) como fase discontinua. El aceite debe permanecer como gotas segregadas y no combinarse, en una fase que se le llama “discontinua”. Las partículas sólidas están suspendidas en agua o salmuera. El agua dulce es frecuentemente la base del fluido al que se le adicionan muchos químicos como arcillas, polímeros, materiales densificantes y aditivos para controlar varias propiedades.

Para una mejor identificación de este tipo de lodos, se clasifican de acuerdo al tipo de dispersante utilizado en su control. Este dispersante proporciona las características predominantes del lodo, según su naturaleza, la que dictara su capacidad y limitación de control. Estos son lodos tratados con dispersantes inorgánicos, lodos tratados con dispersantes orgánicos, lodos emulsionados, lodos inhibidos y lodos con bajo contenido de sólidos.


Fluido bentonítico

Los fluidos bentoníticos, es una mezcla de agua y bentonita. Estos fluidos son excelentes para perforar zonas en las que no se tengan pronósticos de problemas, en las que la tendencia de las presiones de formación sea normal.

Fluidos con lignito y lignosulfonatos

Los fluidos con lignito y lignosulfonato se utilizan en pozos en los que el contenido de sólidos aumenta. El uso de estas sustancias en los fluidos ayudan a mantener bajas las propiedades reológicas (punto de cedencia y gelatinosidad) aún con alto contenido de sólidos perforados. Esto se aprovecha para mejorar o aumentar las velocidades de penetración en las etapas que así lo ameritan, como por ejemplo ciertas zonas de lutitas arcillosas. La segunda ventaja importante es que dado que controlan la reología con alto contenido de sólidos, es utilizada para incrementar la densidad del fluido. Por otro lado, los fluidos con lignosulfonatos son resistentes a la contaminación con calcio o con cloruros. Esto los hace ideales para perforar zonas de carbonatos o con flujos de agua salada, hasta cierto límite. También resisten la contaminación con cemento en pequeña escala. Otra característica importante de los fluidos con lignosulfonatos es que resisten mayor temperatura, del orden de los 200 ºC.

Fluidos cálcicos

Los fluidos cálcicos están saturados con cloruro de calcio (CaCl2) o sulfato de calcio (CaSO4). Se utilizan para perforar zonas de anhidrita (sulfato de calcio), zonas de flujos de agua salada (cloruros) o zonas de lutitas deleznables, sean estas arcillas sódicas, como la bentonita, o cálcicas. En un fluido cálcico, las arcillas sódicas se convierten en arcillas cálcicas mediante la adición de cloruro de calcio o de sulfato de calcio.

Los fluidos cálcicos con cloruro de calcio se preparan mediante la adición de hidróxido de amonio, adelgazantes orgánicos y cal hidratada a un fluido bentonítico. Estos fluidos resisten contaminaciones de sal de hasta 50,000 ppm, equivalentes a unos 30,000 ppm de cloruros. Sin embargo, tienen la desventaja de que a altas temperaturas tienden a solidificarse o a desarrollar altos valores de gel.

Los fluidos cálcicos preparados con sulfato de calcio se pueden utilizar en la perforación de zonas de anhidrita y yeso o con intercalaciones de sal y lutita.

Fluidos poliméricos

Los fluidos poliméricos de bajo contenido de sólidos no dispersos se preparan con agua, bentonita y polímeros. El contenido de sólidos de arcilla en estos fluidos se reduce de dos maneras. Los polímeros mejoran el comportamiento de la bentonita de tal manera que se requiere sólo la mitad aproximadamente de


bentonita para obtener las propiedades reológicas deseadas. Los polímeros floculan y encapsulan los sólidos perforados de tal manera que puedan ser removidos mecánicamente.

El motivo principal de utilizar estos fluidos es reducir el contenido total de sólidos de arcilla por medios mecánicos y químicos cuyo resultado sea una mayor velocidad de penetración. Por otro lado, los sistemas dispersos se diseñan para tolerar mayores concentraciones de sólidos de arcilla mediante la desintegración química en partículas más que finas generalmente mantienen o elevan la viscosidad pero que resulta en menores velocidades de penetración.

Los fluidos poliméricos son estables a altas temperaturas (200º C), se pueden densificar hasta 2.16 g/cm3 y tienen buenas propiedades de filtración. Sin embargo, no son resistentes a la contaminación de sal en concentraciones mayores de 10,000 ppm ni a la de calcio en concentraciones mayores de 100 ppm.

Fluidos salados

La salinidad de los fluidos salados puede variar desde 10,000 ppm hasta un valor de saturación, el cual puede ser del orden de 315,000 ppm a 20 ºC. La salinidad del fluido puede provenir del agua de tratamiento, de sal adicionada en superficie o de sal de las formaciones perforadas. Se pueden utilizar diversas sales para propósitos específicos. Entre ellas están el cloruro de sodio (NaCl), el cloruro de calcio (CaCl2), cloruro de magnesio (MgCl) o cloruro de potasio (KCl).

El componente básico para preparar los fluidos salados es la atapulgita o la bentonita prehidratada. Los fluidos salados tienen altos valores de filtración y enjarres gruesos. Para control del filtrado se utilizan compuestos de almidón o carboximetil celulosa (CMC). El pH generalmente es mayor de 8. La suspensión de recortes es difícil, debido a la floculación de la arcilla.

Estos fluidos se utilizan para perforar zonas de sal, anhidrita, yeso y algunas lutitas problemáticas. También se utilizan para operaciones de reparación de pozos, perforación marina y en áreas de lutitas en las que no se requieran altas densidades. En estos casos se utilizan polímeros para aumentar la viscosidad.

Fluido base aceite

Un lodo base aceite se define como aquel cuya fase continua es aceite y la fase dispersa es agua (ya sea dulce o salada). El agua se encuentra dispersa en pequeñas gotas dentro de la fase continua que es al aceite, estas gotas componen la fase dispersa; el aceite es la fase continua por que el aceite es la fase externa que rodea las gotas.

Las gotas de agua aumentan la viscosidad y contribuyen sustancialmente a la fuerza de gelatinosidad y a la suspensión de los sólidos. Entre más pequeñas son las gotas emulsionadas se obtienen viscosidades más altas y mejor suspensión.


Fluidos base aceite verdadera

Un lodo de aceite está compuesto de varios tipos de sólidos y aditivo mezclados en una fase continúa de aceite con un poco o nada de agua (10% en volumen o menos).

La principal aplicación de los fluidos base aceite es evitar la contaminación de agua de las zonas productoras, aunque también se utilizan para perforar ciertas zonas de lutitas problema.

Los fluidos base aceite son inertes a muchos contaminantes, tales como H2S, sal y anhidrita y son resistentes a altas temperaturas.

Se pueden utilizar varios tipos de aceite, incluyendo aceite crudo, diesel, aceites extraídos de peces o plantas y aceites sintéticos. Algunos de esos aceites son tóxicos e inflamables (aceite crudo y diésel), por lo que son no deseables por razones de seguridad, ambientales y de salud.

Emulsión inversa

Los fluidos base aceite de emulsión inversa contienen al agua como fase dispersa y al aceite como fase continua. Pueden contener de 10% a 40% de agua en forma dispersa y emulsificada dentro de una película de aceite continua mediante el uso de emulsificantes. Los emulsificantes son surfactantes que tienen un enlace organofílico e hidrofílico en su molécula. Cada enlace se alinean según sea a la fase aceite o a la fase agua. Se pueden utilizar diversos aditivos para estabilizar la emulsión, una vez que esta se ha formado. Las emulsiones inversas tienen las mismas características que los fluidos base aceite verdadera, debido a que la fase continua es aceite y el filtrado es aceite. Esto es cierto, siempre y cuando la emulsión sea estable, sino, filtrará agua.

Los fluidos de emulsión inversa son estables a las altas temperaturas, son inertes a muchos contaminantes y se pueden densificar sin mayor problema. El uso de los fluidos base aceite, tanto los base aceite verdadera, como los de emulsión inversa, requieren de cuidados especiales para protección del medio ambiente.

Fluidos gaseosos

Los fluidos compuestos de puro gas han sido utilizados desde hace mucho tiempo por diversas razones, algunas de ellas son por su economía y principalmente por las ventajas que ofrecen sobre sistemas de fluidos líquidos. Los recortes de perforación son removidos mediante una corriente de aire o gas natural a alta velocidad. Se agregan agentes espumantes para remover flujos de agua menores.


Fluidos a base de aire seco

Desde 1950 se ha estado empleado el aire (seco) como fluido de perforación, su objetivo principal era incrementar los ritmos de penetración en formaciones duras y en donde se presentaban bajos aportes de agua de formación. De hecho se obtienen las velocidades más altas que usando cualquier otro fluido conocido.

Los recortes generalmente se reducen a polvo al momento de llegar a la superficie debido a la pulverización y choque a alta velocidad contra la tubería y las paredes del pozo.

La perforación con aire o gas está restringida por la estabilidad del agujero, formaciones con producción de agua o altas presiones de formación y por factores económicos. Aun cuando se puede perforar con aire en presencia de flujos de gas, existe la posibilidad de explosiones internas y externas.

Fluidos a base de gas natural

La perforación con gas natural no ha sido muy utilizada, debido a los problemas y riesgos que representa el manejar el gas en superficie. Sin embargo con sistemas y equipos especiales (cerrados), es muy posible su aplicación. La perforación con gas es similar a la perforación con aire (salvo las consideraciones que hay que realizar en superficie para su manejo), por lo que presentan casi las mismas ventajas y desventajas.

Las principales consideraciones que se deben tomar en cuenta para emplear el gas como fluido de perforación son los sistemas y equipo para el control en superficie y si se va a realizar en localizaciones urbanizadas.

Fluidos a base de nitrógeno

Los procesos de perforación con nitrógeno son similares a la perforación con aire. La principal diferencia radica en la nula explosividad que presenta y la disposición para su empleo. En las operaciones de perforación bajo balance, el nitrógeno puede ser usado como fluido de perforación o como un componente del fluido. La mayor ventaja sobre el aire es que la mezcla de nitrógeno y gases hidrocarburos no son inflamables. Esto elimina la posibilidad de incendios en el fondo del pozo.

Fluidos gasificados

Existe una gran variedad de fluidos gasificados. Debido a que se forman con una fase líquida y una gaseosa, estos pueden ser una combinación de los sistemas mencionados anteriormente y algún líquido (lodo, salmuera, agua, aceite, etc.). Dependiendo de la concentración de cada uno de estos, de sus propiedades reológicas y de los aditivos presentes, estos se clasifican en, nieblas, espumas (rígidas o estables), y lodos gasificados


Niebla

Se define a la niebla como aquel fluido en dos fases donde el gas se presenta como fase continua y el líquido como fase discontinua (en forma de gotas suspendidas en el gas). La perforación con niebla es una extensión de la perforación con aire. La razón para emplear la niebla como fluido de perforación es que incrementa la limpieza de recortes en el pozo.

Se considera perforación con niebla, cuando se inyectan pequeñas cantidades de agua en la corriente de aire. Este fluido se utiliza cuando se presenta una afluencia moderada de agua de formación, en donde la perforación con aire presentaría complicaciones.

Espuma

Los fluidos espumosos son más viscosos que los fluidos de niebla porque contienen mayor porcentaje de agua. Las velocidades de penetración con estos fluidos son bastante grandes. El fluido se forma con la inyección de agua y surfactantes espumosos a la corriente de aire. También se pueden formar espumas estables inyectando fluidos de perforación con surfactantes a una corriente de aire. En los fluidos espumosos, la capacidad de acarreo depende más de la viscosidad del fluido que de la velocidad del fluido, a diferencia de los fluidos a base de aire seco o con niebla.

Fluidos gasificados

Estos fluidos se utilizan en zonas depresionadas o de baja presión de formación, con el fin de evitar las pérdidas de circulación que impiden un proceso correcto de perforación. Se preparan inyectando un gas y un líquido. Es común utilizar lodo de perforación y nitrógeno, o agua y nitrógeno.


Figura 1.10.3 Programa de fluidos de perforación de un

pozo.

Propiedades físico-químicas

Las propiedades físicas y químicas de un lodo de perforación deben ser controladas debidamente para asegurar un desempeño adecuado del lodo durante las operaciones de perforación. Estas son verificadas sistemáticamente en el pozo y se registran en un formulario denominado “Informe de Lodo API”. Las pruebas que se realizan según el API 13B son:

Densidad del lodo

Temperatura

Propiedades reológicas

Viscosidad de embudo o Marsh Viscosidad plástica Punto de cedencia Resistencia de Gel.

Filtración

API (baja presión y temperatura ambiente) APAT o HTHP (alta presión y alta temperatura)


Análisis de sólidos

Contenido total de sólidos Contenido de aceite Contenido de agua

Prueba de estabilidad eléctrica

Contenido de arena

Prueba de Azul de Metileno

pH

Análisis químico del filtrado

Alcalinidad Concentración de sal (cloruros). Concentración de calcio y yeso Dureza total

Densidad del lodo

La densidad del lodo es el peso por unidad de volumen y generalmente se expresa en gr/cm3 o lb/gal (ppg). El control primario de las presiones en el fondo del pozo se obtiene con la densidad del lodo que ejerce una presión hidrostática sobre la presión contenida en los poros de la formación. También las formaciones requieren una presión hidrostática mínima para mantenerlas estables

La densidad del lodo se determina utilizando una balanza de lodo. La balanza de lodo consiste en una taza con tapa montada en el extremo de un brazo graduado. Una cuchilla del brazo reposa sobre una base de apoyo. Una pesa corrediza sobre el brazo se acerca a la cuchilla o se aleja de ella hasta balancear la taza llena de lodo. La densidad del lodo se lee directamente.

Propiedades reológicas

Las propiedades reológicas del fluido de perforación tienen como función primaria remover los recortes de roca del pozo y mantenerlos suspendidos en caso de una interrupción de la circulación del fluido. Las propiedades reológicas fundamentales son la viscosidad, el punto de cedencia y la resistencia gel. Estas se obtienen con un viscosímetro rotatorio de lectura directa y de cilindros concéntricos. Los viscosímetros comúnmente tienen 6 velocidades de rotación (600, 300, 200, 100, 6 and 3 rpm), pero pueden tener más dependiendo del modelo y fabricante.

La medición de las propiedades reológicas de un lodo es importante para calcular las pérdidas de presión por fricción, para determinar la capacidad del lodo para


levantar los recortes hasta la superficie, para analizar la contaminación del lodo por sólidos, sustancias químicas o temperatura y para determinar los cambios de presión en el interior del pozo durante un viaje.

(a)

(b)

Figura 1.10.3 (a) Balanza de lodos y (b) Viscosímetro rotacional.

Viscosidad de embudo

El tiempo de escurrimiento de un fluido o viscosidad Marsh es un indicador cualitativo de la viscosidad relativa de los fluidos de perforación.

La viscosidad de embudo es el número de segundos requerido para que un cuarto de galón de lodo (946 ml) pase a través de un tubo de 3/16 de pulgada colocado bajo un embudo de 12 pulgadas de largo. La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado. El embudo Marsh esta calibrado para descargar un flujo de 946ml de agua dulce a una temperatura de 70 +/- 5°F (21 +/- 3°C) en 26 +/- 0.5 segundos.

La viscosidad Marsh de los fluidos de perforación más comunes oscila entre 34 y 50 segundos, sin embargo algunos fluidos especiales pueden tener viscosidades de 100 segundos o más, dependiendo de su objetivo.


(a)

(b)

Figura 1.10.4 (a) Embudo Marsh y (b) Gelatinosidad.

Viscosidad plástica

Es el parámetro que indica la resistencia al flujo de un fluido como resultado de la fricción mecánica. La viscosidad plástica es afectada principalmente por:

La concentración de sólidos.

El tamaño y la forma de los sólidos.

La viscosidad de la fase fluida.

La presencia de algunos polímeros de cadena larga como hidroxietilcelulosa (HEC) y Carboximetilcelulosa (CMC), entre otros.

Las relaciones aceite-agua (A/A).

La viscosidad plástica (VP) se determina en centipoise (cP) o milipascales-segundo (mPa•s) y se calcula a partir de los datos del viscosímetro rotacional, como:

𝑉𝑉𝑃𝑃 = 𝐿𝐿600 − 𝐿𝐿300 ........................................................................ (1.10.1)

Donde:

VP = Viscosidad Plástica en (cP) L600 = Lectura del dial del viscosímetro a 600 rpm L300 = Lectura del dial del viscosímetro a 300 rpm

Punto de cedencia

Es una medida de la resistencia interna de un fluido al flujo inicial, debido a las fuerzas electroquímicas o de atracción de las partículas en un fluido. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas ubicadas en o cerca de las superficies de las partículas que las mantienen unidas.


El Punto de Cedencia (PC) se reporta en libras por 100 pies cuadrados (lb/100 pies2) y se calcula a partir de los datos del viscosímetro rotacional de la siguiente manera:

𝑃𝑃𝑃𝑃 = 2 ∙ 𝐿𝐿300 − 𝐿𝐿600 = 𝐿𝐿300 − 𝑉𝑉𝑃𝑃 ..................................................... (1.10.2)

Donde:

PC = Punto de Cedencia en (lb/100 pies2) VP = Viscosidad Plástica en (cP) L600 = Lectura del dial del viscosímetro a 600 rpm L300 = Lectura del dial del viscosímetro a 300 rpm

Tixotropía y esfuerzos de gel

La tixotropía es la propiedad mostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando se aplica una fuerza por unidad de área. La mayoría de los fluidos de perforación base agua muestran esta propiedad, debido a la presencia de partículas cargadas eléctricamente o polímeros especiales que se enlazan entre sí para formar una matriz rígida.

La resistencia del gel formado depende de la cantidad y del tipo de sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y del tratamiento químico. Es decir que cualquier cosa que fomenta o impide el enlace de las partículas, aumentará o reducirá la tendencia a gelificación de un fluido.

De acuerdo con el API, el esfuerzo gel o gelatinosidad se determina con un viscosímetro rotacional a una velocidad de 3 rpm a intervalos de 10 segundos (Gel Inicial) y 10 minutos en lb/100pies2. Los esfuerzos de gel excesivos pueden causar complicaciones como las siguientes:

Entrampamiento del aire o gas en el fluido.

Presiones excesivas cuando se interrumpe la circulación después de un viaje.

Reducción de la eficacia del equipo de remoción de sólidos.

Pistoneo excesivo al introducir la tubería del pozo.

Incapacidad para bajar las herramientas de registro hasta el fondo.

Filtración

El lodo de perforación, cuando se coloca sobre o se le hace circular a través de una formación permeable, perderá parte de su fase líquida hacia el interior de esa formación. Los sólidos del lodo se depositarán sobre las paredes del pozo, en un espesor que idealmente es de 1/32 de pulgada aproximadamente. El líquido que se pierde por filtración hacia la formación es el filtrado y la velocidad relativa a la cual ocurre este fenómeno es lo que se llama la pérdida de fluido o


filtrado (o de agua). La pérdida de fluido es afectada por la permeabilidad de la formación, por la presión diferencial entre el lodo y la formación y por las características de filtración del lodo.

Pruebas de filtración

Hay dos métodos estándar para medir la pérdida relativa de fluido de un lodo. En ambos métodos, el lodo se vuelca en una pequeña cámara (o celda) que contiene un disco de papel filtro. La cámara es luego sellada herméticamente y se aplica una presión de gas CO2 sobre el lodo, lo que fuerza el filtrado a través del disco. El filtrado se recoge en una probeta graduada durante 30 minutos. La pérdida de fluido se reporta como el número de centímetros cúbicos de filtrado recogidos en 30 minutos.

Las dos pruebas son similares, pero se diferencian en la presión aplicada al lodo y en la temperatura del lodo.

La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como mililitros perdidos en 30 minutos.

La prueba de filtración APAT (HPHT) es realizada a una temperatura de 300°F (149°C) y a una presión de 500 psi, y los resultados se registran como mililitros perdidos en 30 minutos.

Enjarre

El enjarre son los sólidos del lodo que se depositarán sobre las paredes del pozo, en un espesor que idealmente es de 1/32 de pulgada aproximadamente. En una prueba de filtración el enjarre del lodo es la capa de sólidos que son retenidos en el papel filtro. El espesor del enjarre se mide en 32vos de pulgada o milímetros. Además se hace una descripción del enjarre del lodo utilizando descriptores como duro, suave, resistente, plástico, firme, etc. Los lodos con alta pérdida de filtrado generarán un enjarre grueso y pegajoso que probablemente conduzcan a problemas como pegaduras por presión diferencial. Idealmente el lodo debería generar de manera rápida un enjarre delgado, resistente e impermeable.


(a)

(b)

Figura 1.10.5 (a) Filtro prensa API y APAT y (b) Tipos de enjarre.

Análisis de sólidos

Se miden las fracciones de aceite, agua y sólidos de un fluido. Se coloca una muestra de fluido en la retorta y luego se destilan los fluidos a una probeta graduada. El contenido de agua y aceite se leen directamente en la probeta. El contenido de sólidos es la diferencia en volumen entre el volumen de la muestra y el leído en la probeta.

Contenido de arena

Es un parámetro de control que nos indica el porcentaje de arena contenida en el fluido de perforación, esto permite saber la conveniencia de operar el equipo eliminador de sólidos conocido como desarenador.

Procedimiento: deposite el lodo en el eleutriómetro hasta la marca "mud to here". Agregarle agua hasta la marca " Water to here" y agitar. Verter el líquido a través del cedazo, lavando con un chorro de agua hasta eliminar las trazas de lodo y productos químicos que se hayan quedado impregnados en la arena. Invertir el cedazo, colocarlo en el embudo y este último en el eleutriómetro, lavar a chorro con agua para que la arena caiga y llenar hasta la marca "water to here" y esperar 10 minutos aproximadamente, posteriormente determine el porcentaje de arena en el lodo.


(a)

(b)

Figura 1.10.6 (a) Retorta de sólidos y (b) Medidor del contenido de arena.

Estabilidad eléctrica

Se utiliza un medidor de estabilidad eléctrica para medir la estabilidad relativa de una emulsión de agua en aceite.

Sistemas de control de sólidos

La selección del equipo de control de sólidos tiene como propósito la separación progresiva de los sólidos perforados considerando su tamaño de partícula, permitiendo que cada equipo optimice el desempeño del siguiente. El sistema debe tener la habilidad para diferenciar entre los sólidos perforados que se descartan y el material densificante que se retiene. Los aditivos utilizados en la composición del fluido tienen un efecto que se considera favorable o deseable para el propósito de cumplir las funciones de los mismos, sin embargo los sólidos aportados por la formación tienen efectos negativos o indeseables sobre el desempeño del fluido, por lo que es importante que estos sean eliminados del sistema inmediatamente lleguen a la superficie. Los Principales problemas que causan los sólidos de formación incorporados al fluido son:

Incremento de la reología

Exceso de torque y arrastre

Reducción de la velocidad de penetración

Perdida de circulación

Pegadura de tubería

Mayor abrasión

Daño a la formación


Incremento de costos

Figura 1.10.7 Arreglo de un sistema de control de sólidos.

Temblorinas

Las temblorinas son la primera línea de defensa en el sistema de remoción de sólidos. Se ha comprobado que son un método sencillo y confiable para remover grandes cantidades de recortes gruesos del fluido de perforación.

Las recomendaciones de API consisten en instalar suficientes temblorinas para procesar el volumen de circulación de lodo máximo esperado para el pozo, utilizando a su vez las mallas más finas posibles y considerando el aspecto económico. Si bien las propiedades del lodo, velocidad de penetración, tipo de formación perforada, tipo de malla y otros factores afectan el número real de temblorinas requeridas, los lineamientos generales se hacen basándose en la experiencia y conforme a los programas de perforación y lodos. Las temblorinas presentan tres tipos de movimiento:

Circular

Lineal

Elíptico

El movimiento circular o elíptico se recomienda para sólidos pegajosos y sólidos grandes, mientras que el lineal para grandes gastos de flujo y recortes. También se deberán usarse las mallas más finas disponibles, de tal forma que pueda hacer la máxima separación de sólidos con la mínima descarga de lodo por el frente del vibrador. Como una regla general, las dos terceras a las tres cuartas partes de la malla deben permanecer siempre cubiertas de lodo. Esto aumenta


la vida de la malla, por tener más área lubricada y aumenta la eficiencia al utilizar mayor área de separación.

(a)

(b)

Figura 1.10.7 (a) Temblorina y (b) Movimiento de las mallas.

Desarenador

Los desarenadores comunes en campos petroleros son hidrociclones de un I.D. de 12” a 16”. Los Desarenadores son usados en lodos con poco peso para separar partículas de arena mayores de 74 micrones. En lodos pesados no es recomendable usar este equipo debido a que la densidad de la barita es sustancialmente más alta que la de los sólidos perforados y pudiera ser eliminada accidentalmente.

Desarcillador

Los desarcilladores son usados para separar sólidos perforados en un rango de 12 a 40 micrones. Los conos de los Desarcilladores son fabricados en variedad de tamaños, entre 2 y 6 pulgadas. La mayoría de partículas de barita tienen un tamaño en el rango de “limo” por lo que no se recomienda el uso de estos equipos con sistemas de lodo pesado.


(a)

(b)

Figura 1.10.7 (a) Desarenador y (b) Desarcillador.

Limpia lodos

El “Mud cleaner” o Limpiador de Lodo es básicamente una combinación de un “De-Silter” colocado encima de una malla fina y de alta vibración. El sistema remueve los sólidos perforados primero a través de los hidrociclones del “De-Silter” y posteriormente la descarga de los conos sobre una malla vibradora de tamizado fino.

Centrifuga

La remoción de sólidos a través de dispositivos de fuerza centrífuga depende de la separación de las partículas por su masa. El separador centrífugo somete mecánicamente el fluido a crecientes “fuerzas gravitacionales (G)”, aumentando la tasa de asentamiento de las partículas. Este método separa los sólidos del fluido en fracciones pesadas-gruesas y finas-livianas. Luego se selecciona la fracción deseada y se regresa al sistema.


(a)

(b)

Figura 1.10.8 (a) Limpia lodos y (b) Centrifuga.

Introducción a la hidráulica de perforación

La hidráulica es una rama de la física y la ingeniería que se relaciona con el estudio de la mecánica de los fluidos, es decir, estudia el comportamiento de los fluidos, ya sea en reposo o en movimiento. De aquí que, la hidráulica de perforación estudia el comportamiento de los fluidos de perforación en estado estático o dinámico a través del circuito hidráulico del pozo.

El estado estático se presenta cuando el fluido se encuentra en reposo en el pozo y el dinámico ocurre cuándo el fluido se encuentra en movimiento como un resultado del bombeo de los fluidos y del movimiento de las tuberías. La hidráulica de perforación tiene como objetivos fundamentales:

Transmitir la energía hidráulica a la barrena para remover “instantáneamente” los recortes de roca del fondo del pozo

Proporcionar la energía necesaria al fluido de perforación para transportar los recortes de roca a la superficie;

El estudio de la hidráulica de perforación dará como resultado la definición del tamaño del equipo superficial de bombeo y toberas de la barrena que garanticen que los objetivos fundamentales se cumplan. Los beneficios de una hidráulica optimizada son:

Maximizar la velocidad de penetración al remover de manera “instantánea” los recortes del fondo del pozo.

Suministrar un margen adicional para el control de las presiones de formación (DEC).


Minimizar la erosión del agujero debido a la acción del lodo durante su movimiento.

Evitar la acumulación de recortes en el espacio anular con una adecuada velocidad de transporte del fluido.

Por el contrario, se pueden tener problemas debido a una hidráulica inadecuada como sigue:

Reducción de la velocidad de penetración debido a una mala limpieza del fondo del pozo.

Incremento de la Densidad Equivalente de Circulación (DEC) debido a una mayor concentración de recortes en el espacio anular.

Pérdidas de circulación inducidas por incremento en la Densidad Equivalente de Circulación.

Atrapamiento de la sarta de perforación por acumulación de recortes en el espacio anular.

Reología de fluidos

La reología es la ciencia de la deformación y flujo de los materiales, particularmente del flujo plástico de los sólidos y del flujo de los fluidos.

Una fuerza aplicada a un cuerpo produce una deformación, que para el caso de un sólido, la deformación será elástica si el cuerpo regresa a su estado original después de haber retirado la fuerza. La deformación será plástica si el cuerpo regresa a su estado original solo bajo la acción de otra fuerza (figura 1.10.9a).

Para el caso de los fluidos, la aplicación de una fuerza induce un flujo (figura 1.10.9b). El flujo de los fluidos es complejo y no siempre puede ser estudiado de forma exacta mediante el análisis matemático.


(a)

(b)

Figura 1.10.8 (a) Deformación de un sólido y (b) Deformación de un líquido.

Los fluidos pueden ser clasificados de acuerdo con su comportamiento de flujo bajo la acción de un esfuerzo cortante y a la velocidad de corte inducida por dicho esfuerzo. Basándose en la respuesta de un fluido a la acción de un esfuerzo determinado, se tiene que para todos los fluidos existe una relación entre el esfuerzo cortante impuesto y la velocidad de corte resultante. Por consiguiente, esta relación es diferente para todos los fluidos y puede ser distinta para el mismo fluido bajo condiciones de presión y temperatura.

Figura 1.10.9 Modelo de deformación de un líquido.


Las ecuaciones que relacionan los esfuerzos de corte y las velocidades de corte son los modelos reológicos. Considerando que un fluido esta contenido entre dos placas paralelas, una de las cuales está en movimiento con una velocidad, (V), como se muestra en la figura 1.10.9. El esfuerzo de corte (τ) representa la fuerza por unidad de área necesaria para provocar el flujo del fluido. La velocidad de corte o deformación, (γ), es equivalente al gradiente de velocidad. La unidad de campo del esfuerzo es la lb/100pies2.

Los fluidos pueden ser clasificados de acuerdo con su comportamiento de flujo bajo la acción de un esfuerzo cortante y a la velocidad de corte o deformación inducida por dicho esfuerzo. De acuerdo con este comportamiento, los fluidos se clasifican como fluidos Newtonianos y fluidos no-Newtonianos.

Fluidos Newtonianos

Para algunos fluidos la velocidad de deformación inducida es directamente proporcional al valor de esfuerzo de corte aplicado, es decir, gráficamente produce una línea recta que parte del origen. A los fluidos que presentan esta condición se les clasifica como newtonianos o líquidos de newton. Su expresión matemática es la siguiente:

γµτ ×= ................................................................................ (1.10.3a)

γτµ = .................................................................................... (1.10.3b)

Donde:

τ = Esfuerzo de Corte γ = Velocidad de corte o deformación µ = Viscosidad

La ecuación nos define que el esfuerzo de corte de un fluido es igual al producto de la viscosidad por la velocidad de deformación. Para los fluidos Newtonianos, la viscosidad es constante; como se muestra en la figura 1.10.10. Al graficar esta ecuación nos da una línea recta que parte del origen y la pendiente de la recta (µ) que equivale a la viscosidad, tal y como se muestra en la ecuación.


Figura 1.10.10 Comportamiento de un fluido Newtoniano.

Fluidos no-Newtonianos

Un líquido o fluido no-Newtoniano se define como aquel que exhibe flujo uniforme, pero la velocidad de deformación No es directamente proporcional al esfuerzo de corte. Estos fluidos no tienen una viscosidad constante, por lo que se utiliza un coeficiente de viscosidad conocido como viscosidad aparente (µa). Su valor no es constante y depende de la relación esfuerzo-deformación que describe al fluido. El comportamiento de los fluidos no-Newtonianos se puede dividir en dos grandes grupos:

Independientes del tiempo

Plásticos de Bingham Pseudo-plásticos Dilatantes

Dependientes del tiempo

Tixotrópicos Reopéctico

Plásticos de Bingham

Los fluidos plásticos de Bingham son aquellos que para iniciar su movimiento requieren vencer un esfuerzo de corte inicial finito, al que se le conoce como esfuerzo o punto de cedencia (τ0).

Una vez que dicho esfuerzo ha sido excedido, estos fluidos exhiben una relación lineal entre el esfuerzo y la velocidad de corte. El reograma que define el comportamiento de los fluidos plásticos de Bingham se muestra en la figura 1.10.11.


Figura 1.10.11 Comportamiento de un fluido plástico de

Bingham.

Pseudoplásticos

Son aquellos fluidos que, con un esfuerzo infinitesimal o inicial finito (punto de cedencia) iniciarán su movimiento, y para el cual el ritmo en el incremento del esfuerzo cortante con respecto a la velocidad de deformación decrece a medida que la deformación se incrementa, es decir, muestran un decremento en la viscosidad aparente al aumentar la velocidad de deformación, por esta razón se dice que se “adelgazan” al aumentar la velocidad de corte.

Figura 1.10.12 Comportamiento de un fluido pseudoplástico.


Dilatantes

Son aquellos que muestran un incremento en la viscosidad aparente con el aumento en la velocidad de deformación, es decir, los fluidos que, con un esfuerzo infinitesimal o inicial finito (punto de cedencia) iniciarán su movimiento, y para el cual el ritmo del incremento del esfuerzo de corte aumenta cuando la velocidad de corte se incrementa; como se muestra en su reograma de la figura. Por esta razón se dice que “engruesan” con el aumento en la velocidad de corte.

Figura 1.10.13 Comportamiento de un fluido dilatante.

Modelos reológicos

El modelo reológico describe el comportamiento de flujo de un fluido a través de una expresión matemática que relaciona el esfuerzo de corte y la velocidad de deformación. Para un fluido Newtoniano la relación esfuerzo de corte velocidad de corte es constante. A esta relación se le conoce como viscosidad absoluta.

Para un fluido no-Newtoniano, dicha relación es más compleja de determinar, de hecho, no existe una expresión matemática generalizada para describir el comportamiento de todos los fluidos no-Newtonianos, sin embargo, se han propuesto algunos modelos para describir el comportamiento de varios fluidos no-Newtonianos. Los fluidos de perforación, se comportan como fluidos no-Newtonianos, por lo que es importante siempre determinar el modelo que mejor describe su comportamiento de flujo cuando fluye a través del circuito hidráulico del pozo.

Por lo tanto, las características reológicas o flujo de los fluidos deberán de ser bien definidas, a fin de diseñar adecuadamente los requerimientos de potencia necesaria para circularlos.


Modelo Newtoniano

La relación reológica más simple para un fluido puramente viscoso fue definida por Newton en 1687 y corresponde a la Ley de Newton de la viscosidad, misma que se puede expresar como sigue:

γµτ ×= ................................................................................ (1.10.3a)

Donde:

τ = Esfuerzo de corte γ = Velocidad de corte µ = Viscosidad absoluta

La determinación de la viscosidad parte de la ecuación constitutiva del modelo (ecuación anterior), evaluada con la lectura del viscosímetro a 300 r.p.m.

300θµ = ................................................................................... (1.10.4)

Donde:

µ = Viscosidad del fluido, (cP) θ300 = Lectura a 300 r.p.m.

Modelo de Bingham

Se caracterizan por dos parámetros que los definen: esfuerzo de cedencia (τ0) y viscosidad plástica (µp) que es la relación entre el incremento del esfuerzo de corte y el correspondiente incremento en la velocidad de corte (γ). La ecuación teórica del flujo de dichos fluidos es:

γµττ p+= 0 ............................................................................ (1.10.5a)

Donde:

τ = Esfuerzo de corte γ = Velocidad de corte µp = Viscosidad plástica τ0 = Esfuerzo de corte inicial

La determinación de la viscosidad plástica en centipoises parte de la ecuación constitutiva del modelo evaluada a 600 y 300 r.p.m.

300600 θθµ −=p ......................................................................... (1.10.5b)

Donde:

µp = Viscosidad plástica, (cp) θ600 = Lectura a 600 r.p.m. θ300 = Lectura a 300 r.p.m.


El punto de cedencia se obtiene del modelo de Bingham evaluado a una lectura del viscosímetro de 300 r.p.m.

pµθτ −= 3000 .......................................................................... (1.10.5c)

Donde:

µp = Viscosidad plástica, (cp) θ300 = Lectura a 300 r.p.m. τ0 = Punto de cedencia, (lb/100ft2)

Modelo de ley de potencias

Este modelo fue desarrollado por Ostwald de Waele y es uno de los más usados en el campo de la ingeniería de perforación. La relación que existe entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte está caracterizada por la ecuación que se expresan como:

nKγτ = ................................................................................. (1.10.6a)

Donde:

τ = Esfuerzo de corte γ = Velocidad de corte n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias K = Índice de consistencia del fluido

Para determinar los parámetros n y K para el modelo de ley de potencias, se parte de la ecuación constitutiva del modelo evaluado a una lectura del viscosímetro de 600 y 300 r.p.m., resultando en:

300

600log32.3nθθ

= ........................................................................ (1.10.6b)

Para una lectura del viscosímetro de 600 r.p.m. se tiene:

( )n600

1022K θ

= ............................................................................. (1.10.6c)

Para una lectura del viscosímetro de 300 r.p.m. se tiene:

( )n300

511K θ

= .............................................................................. (1.10.6d)

Donde:

n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias, (adimensional)

K = Índice de consistencia del fluido, (lb-seg-1/100ft2)


θ600 = Lectura del viscosímetro a 600 r.p.m. θ300 = Lectura del viscosímetro a 300 r.p.m.

El índice de comportamiento del flujo o exponente de ley de potencias es una medida de la no Newtoniedad del fluido. Entre más alejado de la unidad sea el valor de n más no-Newtoniano es el carácter del fluido.

El parámetro K (índice de consistencia del fluido) es un término semejante a la viscosidad e indicativo de la consistencia del fluido, es decir, si el valor de K es alto, al fluido es más viscoso y viceversa.

El modelo de ley de potencias puede usarse para representar un fluido seudoplástico (n<1), un fluido newtoniano (n=1) o un fluido dilatante (n>1).

Selección del modelo reológico

La selección del modelo se realiza con el método de regresión lineal en sucesión. Este consiste en tomar al fluido de control utilizando cuatro lecturas experimentales a 100, 200, 300 y 600 r.p.m., posteriormente se grafican los valores de las lecturas en coordenadas cartesianas o logarítmicas. El modelo que obtenga el coeficiente de correlación más cercano a la unidad será el seleccionado para el cálculo de las caídas de presión por fricción en el sistema de circulación. El cálculo del coeficiente de correlación se realiza con la ecuación:

( ) ( )( )( ) ( )( )[ ] 5.022

L22

L

L

YYNXXN

YXXYNr

∑∑∑∑∑ ∑∑

−−−

−−= ................................... (1.10.7)

Donde:

r = Coeficiente de correlación NL = Número de lecturas experimentales del viscosímetro X = Velocidad de corte (velocidad del viscosímetro), (r.p.m.) Y = Esfuerzo de corte (lectura del dial), (lb/100 pies2) Y = Esfuerzo de corte (lectura del dial), (lb/100 pies2)

Coeficiente de correlación lineal

Para calcular el coeficiente de correlación lineal se tienen que tabular las cuatro velocidades de corte (X) del viscosímetro en r.p.m. (600, 300, 200 y 100) y las cuatro lecturas de esfuerzo de corte (lecturas del dial a determinada velocidad), se suman los cuatro valores de X e Y en columnas separadas, a continuación se elevan al cuadrado cada uno de los valores de X e Y e igualmente se suman en columnas separadas.

Por último se multiplican cada uno de los valores de X e Y, y se suman en otra columna. Los valores obtenidos en las sumas de cada columna se sustituyen en la ecuación A.1.12 para obtener el coeficiente de correlación lineal.


Coeficiente de correlación logarítmico

Para calcular el coeficiente de correlación logarítmico se utiliza el procedimiento anterior, con la diferencia de hay que calcular el logaritmo decimal a los valores de X e Y. Las sumas de los valores tabulados (X, Y, X2, Y2 y XY) se sustituyen en la ecuación 1.10.7 para obtener el coeficiente de correlación logarítmico. Únicamente se determina el logaritmo de los valores de X e Y, y de ahí se derivan los otros cálculos.

El coeficiente de correlación lineal selecciona al modelo de Bingham o Newton (si no tiene punto de cedencia) y el coeficiente logarítmico a los modelos de ley de potencias.

Pérdidas de energía en el sistema hidráulico

Cuando el fluido está circulando a través del sistema ocurre una fricción entre el fluido y las paredes del pozo, y entre las capas del mismo fluido. Esto se traduce en consumo de energía. El consumo de energía o las pérdidas de presión por fricción son proporcionales a:

La densidad y viscosidad del fluido

El gasto de flujo, y

La geometría del sistema circulatorio

Para definir la capacidad del sistema de bombeo que permita mover el volumen de lodo en el sistema circulatorio, es necesario llevar a cabo un análisis de las pérdidas de energía o pérdidas de presión por fricción.

Gasto de flujo

El Gasto de flujo o de circulación es el volumen de fluido por unidad de tiempo que pasa por un conducto de flujo. Durante la perforación del pozo, el gasto de flujo define la velocidad del fluido en el espacio anular e interior de las tuberías y tiene una gran influencia en las pérdidas de presión por fricción en el sistema circulatorio. El gasto de flujo se expresa como:

tVVAQ == .............................................................................. (1.10.8)

Donde:

Q= Gasto de flujo A= Área de flujo V= Velocidad de flujo t= Tiempo


En un equipo de perforación quien proporciona el gasto de flujo son las bombas de lodo. Comúnmente se utilizan bombas dúplex y triplex. La expresión que relaciona el tipo de bomba se basa en:

Gasto= Desplazamiento de la bomba x Aceleración de la bomba

Las bombas de lodo son bombas reciprocantes en las cuales el fluido es desplazado por un pistón. Las bombas de acción sencilla desplazan el fluido únicamente con una embolada hacia delante, mientras que las bombas de acción doble desplazan el fluido con emboladas hacia delante y hacia atrás.

Un equipo de perforación está equipado normalmente con dos o tres bombas con el objeto de que pueda ser llevado a cabo el mantenimiento a una bomba sin interrumpir el bombeo y la operación de perforación.

Figura 1.10.14 Esquema de funcionamiento de una bomba

dúplex y triplex.

Las bombas Duplex son bombas de acción doble con dos cilindros. La expresión para calcular el gasto de flujo en este tipo de bombas es la siguiente:

( )[ ]NELDDQ vsvc2220034.02 −= ...................................................... (1.10.9a)

Donde:

Q = Gasto de Bombeo, gpm. Dc = Diámetro de la Camisa, pg. Dv = Diámetro del Vástago, pg. Ls = Longitud de la Carrera, pg. Ev = Eficiencia Volumétrica, %. N =Número de Ciclos por unidad de tiempo, emboladas/minuto o (epm).

Las bombas Triplex son bombas de acción simple con tres cilindros. La expresión para calcular el gasto de flujo en este tipo de bombas es la siguiente:

[ ]NELDQ vsc20034.03= ................................................................ (1.10.9b)


Donde:

Q = Gasto de Bombeo, gpm. Dc = Diámetro de la Camisa, pg. Ls =Longitud de la Carrera, pg Ev =Eficiencia Volumétrica, % N = Número de Ciclos por unidad de tiempo, emboladas/minuto o (epm).

Sistema circulatorio

Dentro del sistema circulatorio de un pozo, pueden identificarse cuatro secciones principales en las cuales se tiene las mayores pérdidas de energía (figura 1.10.15a); estas son:

Conexiones superficiales

Interior de la sarta de perforación (T.P., L.B.)

Barrena

Espacio anular

Las pérdidas de energía en el sistema circulatorio dependen del comportamiento reológico del fluido, por lo que se describirán las ecuaciones correspondientes a cada modelo. La presión superficial (Ps) o presión de bombeo (Pb) es la presión que se necesita para circular los fluidos de perforación en el sistema y está representado por la suma de las pérdidas de presión por fricción a que está sujeto el fluido durante su recorrido (figura 1.10.15b).

(a)

(b)

Figura 1.10.15 (a) Secciones principales de pérdida de energía y (b) Concepto de presión de bombeo.


Caídas de presión modelo de Bingham

Viscosidad plástica:

300600p θθµ −= ........................................................................ (1.10.10-1)

Punto de cedencia

p3000 µθτ −= ......................................................................... (1.10.10-2)

Donde:

µp = Viscosidad plástica, (cp) θ600 = Lectura del viscosímetro a 600 r.p.m. θ300 = Lectura del viscosímetro a 300 r.p.m. τ0 = Punto de cedencia, (lb/100pies2)

Velocidad de flujo:

Interior de tubería

2iD

Q51.24V = ......................................................................... (1.10.10-3)

Espacio Anular

22 DeDaQ51.24V−

= ................................................................ (1.10.10-4)

Donde:

V = Velocidad de flujo, (pie/min) Q = Gasto de circulación, (gal/min) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Velocidad Crítica:


i

02i

2PP

C DD37.8275.775.7

Vρ

τρµµ ++= ............................................ (1.10.10-5)

Espacio Anular

( )( )DeDa

DeDa37.8275.775.7V 0

222PP

C −−++

=ρ

τρµµ .................................. (1.10.10-6)

Donde:

Vc = Velocidad Crítica, (pie/min)


ρ = Densidad del fluido de control, (gr/cm3) µp = Viscosidad plástica, (cp) τ0 = Punto de cedencia, (lb/100pies2) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Número de Reynolds:


P

iVD129ReNµ

ρ= .................................................................... (1.10.10-7)

Espacio Anular ( )

p

VDeDa129ReNµ

ρ−= ............................................................ (1.10.10-8)

Donde:

NRe = Numero de Reynolds, [adim] V = Velocidad de flujo, (pie/min) ρ = Densidad del fluido de control, (gr/cm3) µp = Viscosidad plástica, (cp) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Factor de fricción:

25.0ReN079.0f = ........................................................................... (1.10.10-9)

Donde:

f = Factor de fricción, [adim] NRe = Numero de Reynolds, [adim]

Caída de presión por fricción (régimen laminar):


i

02i

Pf D913

LD389081LVP

τµ+=∆ .......................................................... (1.10.10-10)

Espacio Anular

( ) ( )DeDa913L

DeDa389081LVP 0

2P

f −+

−=∆

τµ ........................................... (A.2.3.11)


Donde:

∆Pf = Caída de presión fricción, (kg/cm2) L = Longitud de tubería, (m) V = Velocidad de flujo, (pie/min) µp = Viscosidad plástica, (cp) τ0 = Punto de cedencia, (lb/100pies2) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Caída de presión por fricción (régimen turbulento):


i

2

f D48251LVfP ρ

=∆ ...................................................................... (1.10.10-12)

Espacio Anular

( )DeDa48251LVfP

2

f −=∆

ρ .............................................................. (1.10.10-13)

Donde:

∆Pf = Caída de presión fricción, (kg/cm2) L = Longitud de tubería, (m) V = Velocidad de flujo, (pie/min) ρ = Densidad del fluido de control, (gr/cm3) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Caídas de presión modelo de ley de potencias

Índice de comportamiento de flujo:

300

600log32.3nθθ

= ...................................................................... (1.10.11-1)

Índice de consistencia:

( )n600

1022K θ

= ........................................................................... (1.10.11-2)

( )n300

511K θ

= ........................................................................... (1.10.11-2a)


Donde:

n = índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias, (adim)

K = índice de consistencia del fluido, (lb-seg-1/100pies2) θ600 = Lectura del viscosímetro a 600 r.p.m. θ300 = Lectura del viscosímetro a 300 r.p.m.

Velocidad de flujo:


2iD

Q51.24V = ......................................................................... (1.10.11-3)

Espacio Anular

22 DeDaQ51.24V−

= ................................................................ (1.10.11-4)

Donde:

V = Velocidad de flujo, (pie/min) Q = Gasto de circulación, (gal/min) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Número de Reynolds:


( )

ni

2

1n3VnD5.2

K319.2VReN

+

=ρ ......................................................... (1.10.11-5)

Espacio Anular

( )( )

n2

1n2VnDeDa25.1

K65.1VReN

+−

=ρ ................................................... (1.10.11-6)

Donde:

NRe = Numero de Reynolds, [adim] V = Velocidad de flujo, (pie/min) ρ = Densidad del fluido de control, (gr/cm3) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg) n = índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)


K = Índice de consistencia del fluido, (lb-seg-1/100pies2)

Número de Reynolds crítico Laminar-Transición:

n13703470cLTReN −= ........................................................... (1.10.11-7)

Donde:

NrecLT = Número de Reynolds crítico Laminar-Transición, [adim] n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)

Número de Reynolds crítico Transición-Turbulento:

n13704270cTTReN −= ........................................................... (1.10.11-8)

Donde:

NrecTT = Número de Reynolds crítico Transición-Turbulento, [adim] n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)

Parámetros del Factor de fricción:

5093.3)nlog(a +

= ..................................................................... (1.10.11-9)

7)nlog(75.1b −

= .................................................................... (1.10.11-10)

Donde:

a = Parámetro del factor de fricción, [adim] b = Parámetro del factor de fricción, [adim] n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)

Factor de fricción en régimen turbulento:

bReNaf = ........................................................................... (1.10.11-11)

Donde:

f = Factor de fricción, [adim] a = Parámetro del factor de fricción, [adim] b = Parámetro del factor de fricción, [adim] NRe = Numero de Reynolds, [adim] n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)

Factor de fricción en régimen de transición:



−

−

+=cLTReN

16cTTReNa

800cLTReNReN

cLTReN16f b ................... (1.10.11-12)

Espacio Anular

−

−

+=cLTReN

24cTTReNa

800cLTReNReN

cLTReN24f b .................. (1.10.11-13)

Donde:

f = Factor de fricción, [adim] a = Parámetro del factor de fricción, [adim] b = Parámetro del factor de fricción, [adim] NRe = Numero de Reynolds, [adim] NrecTT = Número de Reynolds crítico Transición-Turbulento, [adim] NrecLT = Número de Reynolds crítico Laminar-Transición, [adim]

Caída de presión por fricción (régimen laminar):


( ) n

iif nD5.2

V1n3D5.1300

KLP

+=∆ ...................................................... (1.10.11-14)

Espacio Anular

( )( )( )

n

f nDeDa25.1V1n2

DeDa5.1300KLP

−

+−

=∆ ....................................... (1.10.11-15)

Donde:

∆Pf = Caída de presión fricción, (kg/cm2) L = Longitud de tubería, (m) V = Velocidad de flujo, (pie/min) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg) n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim) K = Índice de consistencia del fluido, (lb-seg-1/100pies2)

Caída de presión por fricción (régimen turbulento o transición):


i

2

f D48251LVfP ρ

=∆ ...................................................................... (1.10.11-16)


Espacio Anular

( )DeDa48251LVfP

2

f −=∆

ρ .............................................................. (1.10.11-17)

Donde:

∆Pf = Caída de presión fricción, (kg/cm2) L = Longitud de tubería, (m) V = Velocidad de flujo, (pie/min) ρ = Densidad del fluido de control, (gr/cm3) Di = Diámetro interior de la tubería, (pg) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Caídas de presión en el equipo superficial

El equipo superficial que es parte del sistema circulatorio, se ha agrupado en tipos o categorías según el equipo de perforación que se utilice. El equipo se compone de:

Tubería vertical (standpipe)

Manguera

Unión giratoria y accesorios (cuello de ganso y tubo lavador)

Flecha o Kelly

Para simplificar el cálculo de la caídas de presión por fricción en esta sección del sistema, este se realiza tomando una longitud equivalente de tubería de perforación de acuerdo al tipo de equipo y aplicando las ecuaciones de caídas de presión para al interior de la tubería de perforación dependiendo del modelo reológico (figura 1.10.16).

Figura 1.10.16 Tipos de conexiones superficiales y su

longitud de tubería equivalente.


Caídas de presión en la barrena

Las caídas de presión por fricción en la barrena se deben principalmente al cambio en la velocidad del fluido fluyendo a través de una restricción (toberas). Considerando que la mayor pérdida en la circulación del fluido existe en las toberas se tiene que la caída de presión por fricción en la barrena está dada por la siguiente expresión:

2

2

At7.18511QPb ρ

=∆ .................................................................... (1.10.12a)

Para el área de toberas en la barrena se tiene:

( )2n

23

22

21 dddd

4096At ++++=

π ................................................... (1.10.12b)

Donde:

∆Pb = Caída de presión por fricción en la barrena, (kg/cm2) Q = Gasto de flujo, (gal/min) At = Área de toberas, (pg2) ρ = Densidad del fluido, (gr/cm3) d1, d2, d3,....,dn = Combinación de diámetro de toberas, (1/32 pg)

Presión en el fondo del pozo y densidad equivalente

Uno de los aspectos más importantes de la determinación de las caídas de presión por fricción, es el conocimiento de la presión total ejercida sobre el fondo del pozo, durante la circulación del fluido. La presión total en cualquier punto del pozo es la suma de la presión hidrostática ejercida por la columna de lodo más cualquier presión que se aplique en la superficie. La presión aplicada en superficie es la presión de bombeo.

fBHF PPPP ∆−+= ................................................................... (1.10.13a)

Donde:

PF = Presión en el fondo del pozo PH = Presión hidrostática PB = Presión de Bombeo ∆Pf = Caídas de presión por fricción hasta la barrena.

Por regla general la densidad del fluido de control que está en el interior de la tubería de perforación será igual a la densidad del fluido dentro del espacio anular, o sea que las dos columnas se balancean entre sí como si fuera un tubo en “U”. En cualquier punto del sistema la presión de circulación será la necesaria para hacer llegar el fluido de ese punto a la superficie.


Si esta presión que ejerce el fluido de control contra las paredes del pozo en cualquier punto, la convertimos a peso equivalente del fluido, se obtiene lo que se conoce como Densidad Equivalente de Circulación (DEC).

Para calcular la DEC sin considerar los recortes en suspensión se utiliza la ecuación siguiente:

HP10

DEC anularf

∑∆+= ρ ............................................................. (1.10.13b)

Donde:

DEC = Densidad equivalente de circulación, (gr/cm3) Σ∆Panular = Suma de las caídas de presión en el espacio anular, (Kg/cm2) H= Profundidad vertical, (m) ρf = Densidad del fluido, (gr/cm3)

Considerando los recortes en suspensión, la DEC se calcula con la ecuación siguiente:

( )Q

R*D*168.0H

P10DEC fr

2banular

fρρ

ρ−

+∆

+= ∑ ................................ (1.10.13c)

Donde:

ρr = Densidad del recorte, (gr/cm3) Q = Gasto de circulación, (gal/min) Db = Diámetro de la barrena, (pg) R = Ritmo de penetración, (m/min)

Modelos de optimización

La hidráulica óptima es el balance apropiado de los elementos de la hidráulica para obtener una limpieza adecuada del fondo del pozo con el mínimo de potencia hidráulica y satisfacer algún criterio de optimización, los cuales son:

Máxima potencia hidráulica en la barrena

Máxima fuerza de impacto hidráulico y

Máxima velocidad en las toberas

Máxima potencia hidráulica en la barrena

La potencia hidráulica que proporciona la bomba en la superficie se utiliza en parte para vencer la resistencia que opone el sistema circulatorio al flujo del fluido de control, quedando el resto disponible para consumirla en la barrena.

Este modelo asume que la efectividad de la barrena puede mejorar incrementando la potencia hidráulica en la bomba, ya que los recortes son removidos tan rápido como se generan.


El criterio de máxima potencia hidráulica emplea el 65% de la presión superficial en la barrena y el 35% restante para vencer las caídas de presión por fricción en el sistema. La expresión para determinar la potencia hidráulica en la barrena está representada por la siguiente ecuación:

7.120QPb

HPb optopt∆= .................................................................... (1.10.14-1)

Caída de presión parásita óptima

maxopt Ps1m

1Pp

+=∆ ................................................................ (1.10.14-2)

Caída de presión en la barrena óptima

maxopt Ps1m

mPb

+=∆ ................................................................ (1.10.14-3)

optmaxopt PpPsPb ∆−=∆ .............................................................. (1.10.14-3a)

Gasto de flujo óptimo

( )m1

maxopt K1m

PsQ

+

= ................................................................... (1.10.14-4)

m1

optopt Pp

PpQQ

∆

∆= .................................................................. (1.10.14-4a)

Donde:

HPb = Potencia hidráulica en la barrena, [HP] Psmax = Presión superficial máxima, [kg/cm2] ∆Pbopt = Caída de presión en la barrena óptima, [kg/cm2] ∆Pp = Caída de presión parásita, [kg/cm2] ∆Ppopt = Caída de presión parásita óptima, [kg/cm2] Q = Gasto de flujo, [gpm] Qopt = Gasto de flujo óptimo, [gpm] m = Constante que depende de las propiedades del lodo y el régimen de flujo, [adim] K= Pérdida de presión por fricción por gasto unitario, [kg/cm2/gpm]

Máxima fuerza de impacto hidráulico

La teoría del impacto hidráulico considera que la remoción de los recortes depende de la fuerza con la cual el fluido golpea o se impacta contra el fondo del pozo. La fuerza de impacto se define como la rapidez con que cambia el momento del fluido con respecto al tiempo es decir, es la fuerza impartida a la formación.


Para este criterio se seleccionan los diámetros de toberas de la barrena de tal forma que la fuerza de impacto hidráulico sea un máximo.

Para las condiciones de máximo impacto, se consume aproximadamente 52% de la presión de superficie en el sistema de circulación y el 48% en las toberas de la barrena.

La fuerza de impacto hidráulico se calcula con la ecuación siguiente:

23.106PbQ

Fb opt2opt ∆=

ρ .................................................................. (1.10.15-1)

Caída de presión parásita óptima

maxopt Ps2m

2Pp

+=∆ ............................................................... (1.10.15-2)


maxopt Ps2m

mPb

+=∆ ............................................................... (1.10.15-3)

optmaxopt PpPsPb ∆−=∆ .............................................................. (1.10.15-3a)

Gasto de flujo óptimo

( )m1

maxopt K2m

Ps2Q

+

= .................................................................. (1.10.15-4)

Donde:

Fb= Fuerza de impacto en la barrena, (kg/cm2) Psmax = Presión superficial máxima, (kg/cm2) ∆Pbopt = Caída de presión en la barrena óptima, (kg/cm2) ∆Ppopt = Caída de presión parásita óptima, (kg/cm2) Qopt = Gasto de flujo óptimo, (gpm) m = Constante que depende de las propiedades del lodo y el régimen de flujo, (adim) K= Pérdida de presión por fricción por gasto unitario, (kg/cm2/gpm)

Máxima velocidad en las toberas

El criterio de máxima velocidad en las toberas se basa en que las condiciones óptimas de flujo en la barrena se alcanzarán cuando la velocidad del lodo a través de las toberas sea máxima y esto se logrará cuando la caída de presión en la barrena disponible sea máxima.

La velocidad en las toberas se calcula con la siguiente ecuación:


ρoptPb81.1902

Vn∆

= ............................................................... (1.10.16-1)


optmaxopt PpPsPb ∆−=∆ ............................................................... (1.10.16-2)

Donde:

Vn= Velocidad en las toberas óptima, [pie/seg] Psmax = Presión superficial máxima, (kg/cm2) ∆Pbopt = Caída de presión en la barrena óptima, (kg/cm2) ρ = Densidad del fluido, (gr/cm3)

Área de toberas óptima

Para determinar el área de toberas óptima se utiliza la ecuación de la caída de presión en la barrena utilizando los parámetros óptimos.

opt

2opt

opt Pb7.18511Q

At∆

=ρ

............................................................. (1.10.17-1)

( )2nopt

2opt3

2opt2

2opt1 dddd

4096At ++++=

π .......................................... (1.10.17-2)

Tabla 1.10.1. Combinación de área de toberas (3 toberas)


Donde:

∆Pb = Caída de presión por fricción en la barrena, (kg/cm2) Qopt = Gasto de flujo óptimo, (gal/min) At = Área de toberas, (pg2) ρ = Densidad del fluido, (gr/cm3) d1opt, d2opt, d3opt,....,dnopt = Combinación de diámetro de toberas, (1/32

pg)

Hidráulica optimizada

La naturaleza del problema en la optimización de la hidráulica, nos indica que el empleo de la hidráulica en el campo utilizando barrenas con toberas, está limitado por:

El gasto máximo de la bomba por una eficiencia, Qmax.

La presión de la bomba al gasto máximo, Psmax

El gasto de circulación mínimo (Qmin) requerido para levantar los recortes, el cual depende de las condiciones del agujero y de las características del fluido de perforación.

A cualquier profundidad, la variación de las pérdidas de presión por fricción en el sistema circulatorio del pozo excluyendo a la barrena con respecto al gasto. Es decir, para iniciar el cálculo de la optimización se necesita conocer, además de los puntos mencionados anteriormente, un valor de caída de presión por fricción excluyendo la barrena (caída de

Tabla 1.10.1. Combinación de área de toberas (3 toberas)


Presión superficial máxima

La presión superficial máxima puede ser obtenida de los manuales de las bombas que se van a utilizar. Se recomienda que no se utilice más del 90% de la presión máxima de la bomba. La tabla 1.10.2 muestra un ejemplo presiones de bombeo a gastos máximos.

Gasto de flujo mínimo

El gasto de circulación mínimo requerido para levantar los recortes, el cual depende de las condiciones del agujero y de las características del fluido de perforación se calcula con las ecuaciones siguientes:

Relación de diámetros

Para seleccionar el área de flujo en el espacio anular que dará la velocidad anular mínima de acuerdo al gasto de flujo, se puede utilizar la ecuación que relaciona los diámetros (α). Aquella sección que proporcione la menor relación de diámetros, será la sección que proporcione la velocidad anular mínima.

DaDe

=α ................................................................................ (1.10.18-1)

Velocidad anular mínima

Para calcular la velocidad anular mínima en el espacio anular, se puede utilizar el criterio de que deberá existir por lo menos una capacidad de acarreo de los recortes del 60% en la sección con una relación de diámetros más pequeña.

4.0VsVa min = ........................................................................... (1.10.18-2)

Gasto de flujo mínimo

( )51.24

DDVaQ

2e

2amin

min−

= .............................................................. (1.10.18-3)

Va24Qmin = ........................................................................... (1.10.18-3a)

Donde:

Vamin = Velocidad de flujo mínima en el espacio anular, (pie/min) Va= Velocidad de flujo en el espacio anular, (pie/min) Vs = Velocidad de asentamiento de recortes, (pie/min) α = Relación de diámetros, (adim) Qmin = Gasto de circulación mínimo para levantar los recortes, (gal/min) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)


Caídas de presión parásitas

La determinación analítica de los parámetros m y K utilizados en los modelos de optimización se pueden calcular con datos de campo (pozos de correlación) mediante la circulación del fluido a diferentes gastos (cuando menos 2 gastos diferentes), y registrando la presión superficial (presión de bombeo) en la tubería de pie. Este procedimiento se debe realizar con el extremo de la sarta colocada en la profundidad de interés.

Si se consideran las pérdidas de presión por fricción a través del sistema circulatorio excluyendo la barrena como:

eamfJTicsP PPPPPP ∆+∆+∆+∆+∆=∆ .............................................. (1.10.19-1)

Donde:

∆Pp = Caídas de presión parásitas ∆Pcs = Caída de presión por fricción en conexiones superficiales ∆Pi = Caídas de presión por fricción en el interior de tuberías ∆PJT = Caídas de presión por fricción en las juntas de la tubería ∆Pmf = Caída de presión por fricción en interior del motor de fondo o turbina ∆Pea = Caídas de presión por fricción en el espacio anular

∆Pp es denominada como la caída de presión parásita (caída de presión en el sistema excluyendo a la barrena), debido a que esta representa la presión necesaria para circular el fluido de perforación, la cual no produce beneficio alguno. Es decir, es una presión que es necesaria gastar si se desea circular el lodo a través del pozo.

Por lo tanto la presión superficial de bombeo se reduce a:

Ps Pp Pb= +∆ ∆ ...................................................................... (1.10.19-2)

De aquí es posible despejar las caídas de presión parásitas, es decir:

∆ ∆Pp Ps Pb= − ...................................................................... (1.10.19-3)

El método consiste en la determinación de las caídas de presión por fricción utilizando un análisis gráfico en coordenadas logarítmicas que se forma de las mediciones de presión en la tubería de pie, para posteriormente determinar las caídas de presión en la barrena y las caídas de presión parásitas a cada uno de los gastos de flujo. Así considerando todo el sistema circulatorio del pozo excluyendo a la barrena, las pérdidas de presión parásitas se pueden representar mediante:

∆Pp KQm= ........................................................................... (1.10.19-4)

Donde:

Ps = Presión superficial, (kg/cm2)


∆Pp = Caídas de presión parásitas, (kg/cm2) Q = Gasto de circulación, (gal/min) K = Constante que depende de la geometría del pozo y características del

fluido, (kg/cm2/gpm) m = Constante que depende del régimen de flujo y características del

fluido, (adim)

Los valores de las constantes m y K se pueden calcular, mediante la determinación de la caída de presión parásita a cada uno de los gastos de circulación empleados.

Una vez determinadas las pérdidas de presión parásitas a cada uno de los gastos de circulación empleados, las constantes se pueden determinar mediante una gráfica logarítmica de las caídas de presión parásita contra el gasto de flujo, como se muestra en la figura A.6.4.1.

Figura 1.10.17. Determinación gráfica de las constantes m y

K

En coordenadas logarítmicas la expresión que relaciona las caídas de presión parásitas y el gasto de flujo representa una línea recta, donde la pendiente es m y la ordenada al origen es K:

log( ) log( ) log( )∆Pp K m Q= + ....................................................... (1.10.19-5)


El valor de la constante m varía entre 1.12 y 1.96, sin embargo, como una aproximación, el valor de m puede ser considerado igual a 1.86. En caso de contar con más de dos valores de presión de bombeo medidos en el equipo a diferentes gastos de flujo, el valor de las constantes puede ser determinado mediante algún método de ajuste. Si solamente se cuenta con 2 datos de presión de bombeo y sus respectivos gastos resulta un sistema de dos ecuaciones con dos incógnitas, cuya solución es:

∆∆

=

2

1

2

1

QQlog

PpPplog

m ...................................................................... (1.10.19-6)

( ) ( )7

75.1nlog*n22m −−+= ...................................................... (1.10.19-6a)

m2

2m1

1

QPp

QPpK ∆

=∆

= ................................................................... (1.10.19-7)

Donde:

∆Pp1 = Caídas de presión parásitas @ Q1, (kg/cm2) ∆Pp2 = Caídas de presión parásitas @ Q2, (kg/cm2) Q1 = Gasto de circulación 1, (gal/min) Q2 = Gasto de circulación 2, (gal/min) K = Constante que depende de la geometría del pozo y características del

fluido, (kg/cm2/gpm) m = Constante que depende del régimen de flujo y características del

fluido, (adim) n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adim)

Procedimiento para Determinar m y K:

1. Medir la presión superficial en la tubería de pie a 2 o más gastos de flujo. 2. Determinar la caída de presión a través de las toberas en la barrena a los

gastos anteriores 3. Determinar la caída de presión parásita medida a los gastos anteriores. 4. Graficar en coordenadas logarítmicas las caídas de presión parásita contra

el gasto como se muestra en la figura 1.10.17. 5. Obtener el valor de la pendiente m y la ordenada al origen K.


Capacidad de acarreo de recortes

Un transporte adecuado de recortes se puede inferir a través de un indicador denominado Concentración de Recortes en el espacio anular. La concentración es función del volumen de recortes generado, el gasto de flujo y la relación entre la velocidad de resbalamiento y la velocidad anular.

Cuando la concentración de recortes en el espacio anular está en equilibrio, el volumen de recortes fluyendo por el anular hacia la superficie es igual al volumen de recortes generados por la barrena, así:

La expresión para el cálculo de concentración de recortes en el espacio anular es:

−

=

a

s

ar

VV

Q

DROPC

1**6.1470

* 2

.......................................................... (1.10.20-1)

Donde:

Cr = Concentración de recortes en el espacio anular, (frac.) Va = Velocidad de flujo en el espacio anular, (pie/min) Vs = Velocidad de asentamiento de recortes, (pie/min) ROP = Velocidad de penetración, (pie/min) Q = Gasto de flujo o circulación, (gal/min) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Un criterio comúnmente utilizado para una efectiva limpieza del agujero es una máxima concentración de recortes 5%. La máxima concentración de recortes se obtendrá en secciones anulares mayores, las cuales se presenta en las tuberías conductoras o risers.

Velocidad de Asentamiento de Recortes

La velocidad de asentamiento, es la velocidad descendente que experimenta una partícula al encontrarse en el seno de un líquido que se encuentra en reposo. Es decir, una partícula experimenta una fuerza ascendente positiva debido al efecto de:

La velocidad anular La densidad del fluido de perforación La viscosidad del fluido de perforación

Volumen de recortes que entran en el espacio anular por unidad de tiempo

Volumen de recortes que salen por el espacio anular por unidad de tiempo

=


Por otro lado se aplican en la partícula fuerzas negativas descendentes a contra flujo debido a las fuerzas de gravedad. El resultado de este balance de fuerzas es que la partícula sea transportada a través del espacio anular, pero cuando el fluido se encuentra en reposo las partículas tenderán a caer en el seno del líquido a una velocidad dada, la cual, paulatinamente disminuirá hasta alcanzar una velocidad constante. En este instante la velocidad de caída estará en función de:

Las características de la partícula Las propiedades reológicas del fluido y De la densidad del fluido

La velocidad de asentamiento de los recortes se calcula con la ecuación siguiente:

( )333.0

ea333.0

f

667.0frP175Vs

µρρρφ −

= ............................................................ (1.10.21-1)

Donde:

Vs = Velocidad de asentamiento de recortes, (pie/min) φP = Diámetro equivalente del recorte, (pg) µea = Viscosidad efectiva anular, (cp) ρf = Densidad del fluido, (gr/cm3) ρr = Densidad del recorte, (gr/cm3)

El diámetro equivalente de los recortes se obtiene con la siguiente ecuación: 666.0333.0

P dh*145.1=φ ................................................................ (1.10.21-2)

Donde:

φP = Diámetro equivalente del recorte, (pg) h = Espesor del recorte, (pg) d = Diámetro del recorte, (pg)

Viscosidad Efectiva en el Espacio Anular

Los fluidos de control no-Newtonianos son fluidos cuya viscosidad varía con el corte. A velocidades de corte bajas, su viscosidad es más alta que a velocidades de corte altas. La viscosidad en el espacio anular varía de sección a sección de acuerdo a la velocidad anular que se maneje en cada sección.

Para el modelo de Newton:

300ea θµ = ............................................................................. (1.10.22-1)

Donde:

µea = Viscosidad efectiva anular, (cp) θ300 = Lectura del viscosímetro a 300 r.p.m.


Para el modelo de Bingham:

( )P

0ea Va

DeDa213µ

τµ +

−= .......................................................... (1.10.22-2)

Donde:

µea = Viscosidad efectiva anular, (cp) µp = Viscosidad plástica, (cp) τ0 = Punto de cedencia, (lb/100pies2) Va = Velocidad de flujo en el espacio anular, (pie/min) De = Diámetro exterior de T.P. o L.B., (pg) Da = Diámetro interior de T.R. o Agujero, (pg)

Para el modelo de Ley de Potencias:

( )

−

+

−=

VaDeDaK200

n31n2

DeDaVa4.2

n

eaµ .................................... (1.10.22-3)

Donde:

µea = Viscosidad efectiva anular, (cp) n = Índice de comportamiento de flujo o exponente de ley de potencias,

(adimensional) K = Índice de consistencia del fluido, (lb-seg-1/100pies2)


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.10.pptx, defina por escrito las propiedades del fluido de perforación y su hidráulica para una etapa de un pozo y realice una presentación con sus resultados.

1.11 BARRENAS DE PERFORACIÓN


Al término del subtema, el participante seleccionará los tipos de barrenas para un pozo, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

El proceso de perforación actual consiste en perforar un agujero mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje (peso); a través de


una tubería hueca (sarta de perforación), a un elemento de corte denominado barrena, que destruye la roca convirtiéndola en cortes o recortes.

La barrena se define como el elemento de corte o de ataque usado para perforar pozos y consiste de un elemento de corte y un elemento de circulación. El elemento de circulación permite que el fluido pase a través de ella y utilice la corriente hidráulica del lodo para levantar los recortes de formación generados por el elemento de corte.

Uno de los retos que enfrentan las compañías petroleras y los contratistas de perforación a la hora de planear el pozo, es la selección de la mejor barrena para una aplicación en particular. La barrena, está diseñada y fabricada para cortar diferentes formaciones y para ser utilizada en un amplio rango de condiciones de operación. Por lo anterior, los ingenieros que seleccionan y utilizan las barrenas deben comprender las diferencias entre los distintos tipos y diseños de las mismas.

Tipos de barrenas

Hoy día existen diversos tipos de barrenas para la perforación de pozos de aceite y gas. Estos tipos difieren entre sí, ya sea por su estructura de corte, por su sistema de rodamiento o por los materiales utilizados en su construcción. De acuerdo con lo anterior, las barrenas se pueden clasifican de la siguiente forma.

Barrenas de arrastre con cortadores de acero Barrenas de conos giratorios Barrenas de diamante Barrenas de compactos o PDC

Las barrenas de arrastre con cortadores de acero, también conocidas como barrenas tipo cola de pescado (primeras barrenas utilizadas), cortan formaciones blandas en forma similar al arado, haciendo surcos o hendiduras en la tierra.

Las barrenas de cortador fijo o barrenas de arrastre que cuentan con cuchillas integradas que giran en conjunto, son utilizadas primordialmente en la minería.

Las barrenas de conos giratorios poseen conos de metal que giran en forma independiente al mismo tiempo que la barrena rota en el fondo del pozo. Cada uno de los conos cuenta con estructuras de corte (dientes de acero o insertos de carburo de tungsteno) que cortan y trituran la formación.

Las barrenas de diamante son cuerpos compactos, sin partes móviles, con piedras de diamante industrial incrustadas parcialmente en su superficie inferior y lateral, que trituran la formación por fricción o arrastre.

Las barrenas de compactos policristalinos o PDC son parecidas a las de diamante, con la diferencia de que en vez de diamantes se le incrustan compactos sintéticos


de tamaño relativamente grande (PDC, por sus siglas en Inglés) que perforan por el mismo sistema de fricción o arrastre.

Las barrenas de perforación constituyen solamente una fracción del costo total del pozo (1 a 5%), sin embargo, representan un componente clave de la economía de construcción del pozo. El tiempo necesario para perforar un pozo se encuentra relacionado directamente con la velocidad con la cual las barrenas corten la formación y con el tiempo que conserven su filo. En términos de costo por pie o metro perforado, invertir en la barrena adecuada, reduce en forma importante el costo total, ya que esto ayuda a disminuir el tiempo de perforación y el número de viajes de entrada y salida de un pozo.

Para perforar pozos poco profundos, las barrenas de conos con dientes de acero o insertos podrían ser las más adecuadas, las cuales son menos costosas. Las barrenas de insertos, diamante o de PDC pueden ser la opción más económica en operaciones marinas y en los pozos profundos, donde las velocidades de perforación y los costos por viaje para reemplazar las barrenas son elevados.

Barrenas de arrastre con cortadores de acero

Las barrenas de arrastre con cortadores de acero (cola de pescado) fueron las primeras barrenas utilizadas en la perforación de pozos petroleros y datan desde los inicios de la industria. Fueron manufacturadas en varios diseños, los cuales contenían diferentes cantidades y formas de cortadores o “aletas”. Las aletas se construían de manera integral con el cuerpo de la barrena o fijadas al cuerpo a través de un método de soldado.

(a)

(b)

Figura 1.11.1 (a) Barrena tipo cola de pescado (b) Barrena de conos giratorios.


Barrenas de conos giratorios

Las barrenas de conos giratorios son de dos, tres o cuatro conos, montadas en un sistema de rodamiento de alta resistencia y la superficie de cada cono está compuesta de elementos de corte (dientes o insertos). La primera barrena de conos fue utilizada en 1920.

Debido a que las barrenas con cortadores rotatorios tienen cuatro componentes principales, el diseño debe efectuarse con base en estos:

1.- El cuerpo de la barrena.

2.- Los conos.

3.- El sistema de rodamientos.

4.- La estructura de corte.

Barrenas PDC

Una barrena de compactos de diamante policristalino es una nueva generación de las antiguas barrenas de arrastre o cola de pescado que no emplean partes móviles (no tienen baleros).

Una barrena PDC emplea una gran cantidad de elementos de corte cada uno de ellos llamados compactos. Los compactos son fabricados uniendo una capa de diamante policristalino a un substrato de carburo de tungsteno a través de un proceso a alta presión y temperatura para producir un compacto integral. El diseño de barrenas PDC está influenciado por nueve variables:

Material del cuerpo de la barrena.

Perfil de la barrena.

Protección al calibre.

Forma del cortador.

Número o concentración de cortadores.

Localización de cortadores.

Exposición de cortadores.

Orientación de cortadores.

Hidráulica.

Barrenas de diamante

Los elementos de corte de una barrena de diamante consisten de un gran número de pequeños diamantes geométricamente distribuidos a través del cuerpo de carburo de tungsteno. La barrena no tiene partes móviles y se utiliza


normalmente para perforar rocas duras y abrasivas, o cuando se requiere incrementar el tiempo de rotación con la finalidad de reducir el tiempo de viaje, por ejemplo en la perforación de pozos profundos o en el mar, donde los costos del equipo son muy altos. Las barrenas de diamante son fabricadas para perforar o para cortar núcleos. El diamante es el mineral más duro conocido por el hombre y tiene un valor de 10 en la escala de dureza de minerales de Mohs.

(a)

(b)

Figura 1.11.2 (a) Barrena PDC (b) Barrena de diamante natural.

Barrenas TSP

Las Barrenas con cortadores PDC termalmente estables (Thermally Stable Polycrystalline Diamond Cutter) exhibe una resistencia más alta a la temperatura (estable hasta 1000-1200 grados °C) que los diamantes naturales, que podrían contener inclusiones o impurezas. Los diamantes TSP pueden ser orientados en el cuerpo de la barrena y son auto-afilables, igual que los cortadores PDC, cuando comienzan a desgastarse.

Pero los diamantes TSP son más difíciles de unir al material de soporte que los PDC, es por esto y al igual que los diamantes naturales, que son utilizados para barrenas de tipo cuerpo de matriz, solamente.

Barrenas impregnadas de diamantes

Las barrenas impregnadas de diamantes (comúnmente llamadas barrenas impregnadas), contienen polvo de diamantes naturales afilados mezclados (en varias concentraciones) con matriz de carburo de tungsteno.


Los diamantes utilizados en estas barrenas son por lo general mucho más pequeños que aquellos utilizados en barrenas convencionales de diamantes naturales. Grandes diamantes naturales son colocados en el área del calibre para mantener el tamaño del agujero durante la corrida de la barrena. Los diamantes TSP son algunas veces utilizados en conjunción con el polvo de diamante para aplicaciones específicas en donde velocidades más altas de perforación, son requeridas.

Las barrenas impregnadas de diamantes, perforan de manera similar a las barrenas de cortadores de diamantes naturales, pero cuando los diamantes se desgastan y son desgarrados fuera de la matriz, los nuevos quedan continuamente expuestos. Esto les da la habilidad para perforar las formaciones más duras y abrasivas a altas RPM, lo cual las hace particularmente útiles cuando se utilizan turbinas.

(a)

(b)

Figura 1.11.3 (a) Barrena TSP (b) Barrena impregnada de diamante.

Mecanismos de corte

Las barrenas de conos cortan la roca por compresión (astillado). Este mecanismo de corte es relativamente menos eficiente, ya que requiere ciertas combinaciones de pesos sobre barrena y velocidad de rotación para suministrar la suficiente energía a la formación y alcanzar altos ritmos de penetración (12 a 300 pies/hr).


Las barrenas PDC cortan la roca por fricción o cizallamiento. En la formación adecuada, esta acción de cizallamiento hace posible que las barrenas PDC mantengan altos ritmos de penetración (15 a 200 pies/hr) con menores pesos sobre barrena.

(a)

(b)

Figura 1.11.3 (a) Mecanismo de corte de barrenas de cono (b) Mecanismo de corte de barrenas PDC.

Las barrenas de diamante natural cortan la formación por incisión, es decir, la aran y muelen. Debido a esa acción de corte, estas barrenas son efectivas en formaciones duras y abrasivas, sin embrago, debido a su limitada profundidad de corte, las barrenas de diamante natural típicamente tienen bajos ritmos de penetración (5 a 15 pies/hr).

(a)

(b)

Figura 1.11.3 (a) Mecanismo de corte de barrenas de diamante natural (b) Mecanismo de corte de barrenas

impregnadas.


Las barrenas TSP básicamente cortan la roca arando/moliendo al igual que los diamantes naturales y en menor extensión, por fuerza cortante. Los diamantes TSP pueden ser orientados en el cuerpo de la barrena y son auto-afilables, igual que los cortadores PDC, cuando comienzan a desgastarse.

Las barrenas impregnadas de diamante utilizan el mismo mecanismo de la barrenas de diamante natural, pero cuando los diamantes se desgastan y son desgarrados fuera de la matriz, los nuevos quedan continuamente expuestos. Esto les da la habilidad para perforar las formaciones más duras y abrasivas a altas RPM.

Tabla 1.11.1 Código de 4 dígitos para barrenas de conos

Código de clasificación de barrenas

A través de los años, los fabricantes de barrenas han desarrollado diferentes tipos de barrenas para perforar varios tipos de formación. La complejidad en la selección de la barrena adecuada para perforar determinado tipo de roca sé venia complicando debido a que los fabricantes utilizan diferentes nombres para identificar la misma barrena. Esta gran cantidad de nombres y nomenclatura utilizada generó la necesidad de desarrollar un sistema de estandarización. En 1972 la IADC (International Association of Drilling Contractors) desarrollo un sistema de clasificación de barrenas, iniciando con las barrenas de conos giratorios y extendiéndose a las barrenas de cortador fijo. El código IADC de 4 dígitos para barrenas de conos, desarrollado en 1992, está compuesto de cuatro caracteres, 3 numéricos y un alfabético. Cada uno de los caracteres identifica:


Tipo de estructura de corte

Tipo de formación

Sistema de rodamientos/calibre

Características especiales de la barrena

La tabla 1.11.1 resume el código IADC de cuatro dígitos para barrenas de conos giratorios y la tabla 1.11.2 presenta el código IADC de cuatro dígitos para barrenas sin partes móviles.

Tabla 1.11.2 Código de 4 dígitos para barrenas sin partes móviles.

Evaluación del desgaste de barrenas

Dado que la selección de la barrena debe irse optimizando para minimizar el costo de perforación, la importancia de una cuidadosa clasificación y evaluación subsecuente del grado y tipo de desgaste de una barrena usada adquiere gran relevancia; pues con base a los datos cuantificados de esta evaluación y a los registros de operación de las barrenas que perforaron exitosamente, se definen las opciones para decidir el tipo de la siguiente barrena que será bajada al pozo y si la práctica de operación debe ser modificada. La evaluación del desgaste persigue principalmente los siguientes objetivos:

1. Mejorar la selección del tipo de barrena.

2. Identificar aquellas prácticas operativas (peso sobre barrena, velocidad de rotación, hidráulica, etc.), que puedan alterarse para mejorar el rendimiento de la perforación.

3. Obtener la máxima utilización de las barrenas mediante la aplicación de procedimientos óptimos para dar por concluida su vida útil.


En términos generales la evaluación del desgaste de las barrenas puede dividirse en dos aspectos:

1. La determinación del grado de desgaste del material.

2. El estudio de la naturaleza física del desgaste, a fin de determinar el factor o factores responsables del mismo, lo cual es difícil y depende en gran medida de la experiencia.

Para evaluar el desgaste de las barrenas se sugiere el código adoptado por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC por sus siglas en ingles). El sistema de evaluación del desgaste de 8 dígitos desarrollado por el IADC en 1992, puede ser aplicado a todos los tipos de barrenas de conos y de cortadores fijos, es decir, a barrenas de dientes de acero o insertos y a barrenas de cortadores naturales (diamante) o sintéticos (PDC).

Tabla 1.11.3 Código de evaluación desgaste de 8 dígitos. .

El sistema de clasificación de 8 dígitos, considera la siguiente agrupación:

1. Desgaste de la hilera interior de la estructura de corte

2. Desgaste de la hilera exterior de la estructura de corte

3. Características del desgaste de la estructura de corte

4. Localización del desgaste en la estructura de corte


5. Estado de rodamientos y sellos

6. Estado del calibre

7. Otras características del desgaste

8. Motivo del cambio de barrena

La tabla 1.11.3 resume el código IADC de ocho dígitos para la evaluación del desgaste de barrenas.

Selección de barrenas

Históricamente, los ingenieros de perforación han seleccionado barrenas con base en los trabajos realizados en el área con anterioridad y que han producido los más bajos costos por metro perforado.

La selección de la barrena es probablemente la fase más difícil de la optimización de la perforación, esta requiere más experiencia y disponibilidad de información para alcanzar la eficiencia deseada, ya que, seleccionar la barrena adecuada, mejorar el sistema de lodo y los parámetros de hidráulica dan las bases para construir un programa de perforación eficiente.

Los parámetros considerados más significativos, para la selección de la barrena son:

Tipo de formación

Tipo de fluido de perforación

Estructura de corte y sistema de rodamientos

Velocidad de rotación y peso sobre barrena

Tamaño de la barrena

Algunos de los métodos de selección de barrenas son:

Ecuación de costo por metro perforado (registros de barrenas de pozos de correlación)

Evaluación de la resistencia compresiva con registros de pozo.

Ecuación del costo por metro

El tiempo total para perforar a una profundidad dada, puede ser expresado como la suma del tiempo total de rotación de la barrena, el tiempo usado en viajes para cambiar la barrena y el tiempo total utilizado para desarmar las lingadas de tubería de perforación. La ecuación que engloba estos parámetros es:


( )Y

TTCCC Trrb ++

= ................................................................... (1.11.1)

Donde:

C=Costo por metro perforado ($) Cb=Costo de la barrena ($) Cr=Costo del equipo, $/hr. Tr=Tiempo de rotación, hrs. TT=Tiempo de viaje, incluye conexiones, hrs. Y=Intervalo perforado, m.

La ecuación de costo por metro puede usarse para la selección de la barrena calculando el costo por metro para cada corrida de barrena y compararlos para determinar la que produzca el mínimo costo. La selección apropiada del tipo de barrena, velocidad de rotación y peso sobre la barrena, nos permitirán obtener el menor costo por metro o mínimo costo de perforación. La tabla 1.11.4 muestra un ejemplo de selección de barrenas utilizando el costo por metro, en este caso se selecciona la barrena de menor costo por metro.

Tabla 1.11.4 Código de evaluación desgaste de 8 dígitos. .

Se tienen algunos métodos que nos permiten seleccionar el tipo de barrena basado en propiedades físicas de la roca.

En general todos ellos establecen una correlación entre la litología de la formación, la resistencia a la compresión de la roca y el tipo de barrena recomendado (código IADC). La figura 1.11.4 muestra un análisis de resistencia compresiva sin confinar ligado a los dos primeros dígitos del código IADC para barrenas de conos.


1.11.4 Análisis de resistencia compresiva sin confinar

La tabla 1.11.5 muestra una relación de litologías ligadas a la resistencia compresiva de la roca sin confinar (UCS), y los dos primeros dígitos de las barrenas de conos.

Tabla 1.11.5 UCS ligada al código IADC de barrenas de conos.


La resistencia a la compresión de la roca sin confinar (UCS) es la capacidad que tiene el material de soportar una fuerza compresiva. El valor de la UCS se determina cuando el material falla. Las UCS se obtiene generalmente mediante pruebas de compresión de la roca sin presión de confinamiento, sin embargo, también se puede obtener utilizando modelos empíricos que utilizan datos de registros sísmicos, sónicos, densidad y porosidad de la roca. La figura 1.11.5 muestra varios modelos empíricos para calcular la UCS en arenas.

1.11.5 Modelos empíricos para calcular la UCS.


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.11.pptx, defina por escrito los tipos de barrenas para un pozo y realice una presentación con sus resultados.

1.12 CEMENTACIONES


Al término del subtema, el participante definirá el tiempo bombeable de una cementación primaria, realizando un ejercicio por escrito.

Introducción

Las cementaciones son las operaciones con cemento que se efectúan en los pozos petroleros, cuyos principales objetivos son:

Proporcionar aislamiento con la formación.

Soportar el peso de la T.R.


Reducir el proceso corrosivo de la T.R’s con los fluidos de la formación.

Evitar derrumbes de las paredes del pozo.

Sellar intervalos, fugas y corregir canalizaciones.

Clasificación de cementos y cementaciones

Las cementaciones se clasifican de acuerdo a los objetivos que se persiguen en:

Cementación primaria

Cementación forzada

Tapones de cemento

Cementación primaria

La cementación primaria es la operación dirigida a cementar las tuberías de revestimiento que se introducen en el pozo. Esta operación consiste en colocar la lechada de cemento en el espacio anular entre la tubería de revestimiento y el pozo, de tal manera de asegurar un sello completo y permanente. Sus principales objetivos son:

Aislar formaciones de alta o baja presión.

Aislar formaciones con flujo de agua (dulce o salada).

Aislar zonas productoras.

Formar un sello hidráulico entre la T.R. y la formación.

Proporcionar un sostén a la T.R.

Reducir el proceso de corrosión exterior de la T.R.

Cementación forzada

La cementación forzada es una operación dirigida a corregir una situación no deseada en el pozo, donde se requiere un aislamiento completo y permanente. Las principales aplicaciones de las cementaciones forzadas son:

Corregir una cementación primaria defectuosa.

Aislar un intervalo productor de fluidos no-deseados.

Aislar zonas problemáticas o por seguridad.

Sellar fugas en las tuberías de revestimiento.

Sellar canalizaciones.

Tapón de cemento

Un tapón de cemento es un volumen o bache de lechada de cemento colocado en el pozo con los propósitos siguientes:


Aislar secciones en el pozo (tapón de aislamiento)

Proporcionar un soporte para la desviación del pozo (tapón de desviación)

Abandonar el pozo (tapón de abandono)

Características del cemento

El cemento es una mezcla compleja de caliza (materiales ricos en carbonatos), sílice, fierro y arcilla, molidos y calcinados que al entrar en contacto con el agua forma un cuerpo solidó. Sus principales componentes son:

Silicato tri-cálcico (3CaO.SiO) es el componente más abundante y factor principal para producir la consistencia temprana (de 1 a 28 días).

Silicato di-cálcico (2CaO.SiO2) proporciona la resistencia gradual después de los 28 días.

Aluminato tri-cálcico (3C8O.Al2O3) proporciona resistencia al ataque de los sulfatos.

Aluminato férrico tetra-cálcico (4C8O.Al2O3.Fe2O3)

Sus principales características son:

Baja permeabilidad (se considera impermeable)

Insoluble en agua

Estas características son esenciales para obtener un sello hidráulico entre la TR y la formación o entre TRS. La tabla 1.12.1 muestra la clasificación de cementos API.

Tabla 1.12.1 Clasificación de cementos API.

Factores que afectan las cementaciones

Los principales factores que se deben tomar en cuenta para realizar un óptimo diseño de una cementación son:


La configuración del pozo:

Profundidad Características de la TR Diámetro del pozo Accesorios de la TR

Parámetros ambientales

Gradiente de fractura

Presión de formación

Temperatura

Fluido de perforación

Características de la lechada

Rendimiento Densidad Tiempo bombeable Control de filtrado Agua libre Aditivos Propiedades mecánicas

Los aditivos son materiales específicos que se adicionan a las lechadas para modificar sus características naturales y obtener un óptimo comportamiento del cemento durante y después de la cementación. Los aditivos más utilizados pueden estar dentro de la siguiente clasificación:

Aceleradores

Retardadores

Controladores de filtrado

Densificantes

Reductores de densidad

Dispersantes

Extendedores

Antiespumantes

Controladores de pérdida de circulación.

Aditivos especiales.


Debido a que el lodo de perforación forma un enjarre en la formación y una película en la T.R. que debe ser removido para permitir que el cemento entre en contacto con ambas y para evitar la contaminación del cemento con el lodo de perforación se utilizan los baches lavadores y espaciadores.

El bache lavador es un fluido newtoniano, normalmente agua con algún surfactante que dependerá de la base del lodo de perforación, su densidad es de 1 gr/cm3, su función principal es la de remover el enjarre de la formación y la costra formada en el exterior de la T.R. Es el primero que se bombea y está en contacto con el lodo. El bache espaciador también es un fluido no newtoniano, viscoso, cuya densidad debe estar entre la densidad del lodo y la del cemento. Se bombea atrás del bache lavador y es el que estará en contacto con el cemento.

Accesorios para las cementaciones

Para realizar la cementación primaria de las diferentes tuberías de revestimiento, es necesario la utilización de diferentes accesorios mismos que nos permitirán una cementación más segura y eficiente. Los principales accesorios son:

Zapatas

Guía Flotadora

Coples

Retención Flotador Diferencial Cementación múltiple

Centradores.

Tapones de desplazamiento

Limpiador Desplazamiento

Cabeza de cementación


Con los datos del archivo “Ejercicio-1.11.pptx”, defina por escrito el tiempo bombeable de una cementación primaria y realice una presentación con sus resultados.


CONCLUSIÓN

Los temas de perforación que se han tocado en este manual conforman el proceso de ingeniería que se realiza para establecer las características estructurales del pozo; los materiales, herramientas y equipos a utilizar; y las técnicas y tecnologías de perforación, de tal manera que el proceso de “HACER UN AGUJERO” y conducir los hidrocarburos a la superficie se pueda lograr.

Así de simple como “HACER UN AGUJERO”, la operación es una tarea bastante compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que se efectúe en una forma segura y eficiente, para que finalmente se obtenga un pozo al mínimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la superficie.


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6 1 manual de perforación

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